Методы механическойи термокондуктивной потокометрии.

Метод механической потокометрии основан на фиксации скорости потока по стволу скважины с помощью перемещаемого на кабеле прибора с датчиком турбинного (вертушка) или реже поплавкового и другого типов. Частота вращения вертушки пропорциональна расходу жидкости, проходящей через сечение ствола скважины в месте установки прибора. Перемещая прибор по стволу скважины и замеряя скорость вращения вертушки, устанавливают количество жидкости, проходящей через его сечение на разных глубинах и, следовательно, определяют приток (расход) из каждого перфорированного пласта или интервала.

Данные замеров представляют в виде интегральных кривых, показывающих изменение по глубине ствола скважины суммарного измеренного дебита (расхода), или в виде дифференциальных профилей притока (расхода), показывающих дебит (приемистость) каждого из пластов или интервалов разреза.

В настоящее время применяют в основном приборы дистанционного действия, обеспечивающие передачу и регистрацию показаний на поверхности.

Применение гидродинамических дебитомеров имеет ряд ограничений, главные из них – низкая чувствительность к потоку в диапазоне малых и средних скоростей (даже в пакерном варианте) и большое влияние на показания механических примесей в потоке, которые засоряют узел чувствительного элемента.

От этих недостатков в значительной мере свободны термокондуктивные дебитомеры СТД. Чувствительность беспакерного термокондуктивного дебитомера в некоторых случаях может быть выше чувствительности пакерных дебитомеров с механическими датчиками.

На показания СТД влияет загрязнение датчика нефтепродуктами (нефть+парафин в скважинах со слабыми потоками флюидов). Основной элемент СТД – датчик-резистор, нагреваемый током до температуры, превышающей температуру среды. Датчик включен в мостовую схему, при помощи которой наблюдается изменение его сопротивления при постоянной величине подводимого электрического тока. По величине этого измерения можно судить о температуре датчика и скорости потока, а следовательно, и о дебите пласта. К настоящему времени разработана конструкция термокондуктивного дебитомера диаметром 36 мм. Для исследования фонтанных и нагнетательных скважин широко применяется комплектация глубинных приборов.

Применение гамма-плотномера совместно с ДГД и СТД позволяет изучить отдачу и производительность отдельных интервалов и характер отдачи. Оценка характера отдачи необходима при исследовании скважины с высокой обводненностью продукции. При благоприятных геологических условиях (наличие глинистого раздела) обводненный пласт может быть изолирован при капитальном ремонте и тем самым снижается процент обводненности продукции в данной скважине.

При использовании материалов потокометрии необходимо четко представлять, что они не всегда достаточно полно отражают работу пластов. Это связано с тем, что, строго говоря, все разновидности механической и термокондуктивной потокометрии фиксируют работу фильтра (перфорационных отверстий), а не самого пласта.

Этими методами наиболее уверенно выделяются работающие и неработающие пласты многопластового объекта, отделенные друг от друга непроницаемыми разделами при непременном условии надежной их изоляции друг от друга в заколонном пространстве. Только в этих условиях можно отождествлять работу фильтра и пластов.

При некачественном цементировании и наличии заколонной циркуляции работа пластов не соответствует работе фильтра и данные потокометрии могут привести к ошибочным заключениям.

Перед проведением измерений при помощи глубинных дистанционных приборов необходимо тщательно ознакомиться со всеми геолого-промысловыми материалами по эксплуатационному журналу. Скважина должна быть подготовлена согласно правилам техники безопасности. Глубину спуска в скважину измеряют одним из следующих способов: по механическому счетчику глубины; по магнитным меткам; визуально по контрольным меткам, с привязкой по диаграммам гамма-каротажа или локатора муфт.

Термометрия.В комплексе с ДГД, СТД и гамма-плотномером проводится также термометрия.

Использование этого метода предусматривает снятие температурных кривых в продуктивной части разреза, что позволяет выделить работающие и неработающие пласты. Особенно он результативен в нагнетательных скважинах.

Термические исследования скважин – одно из важнейших средств изучения гидродинамического состояния продуктивных пластов.

При решении специальных задач, например, при выявлении интервала обводнения в перфорированном нефтяном пласте, хорошие результаты могут быть получены с помощью потенциал-термометра, дающего информацию как об относительных перепадах температуры, так и об изменении величины абсолютной температуры при условии, что чувствительность таких термометров будет достаточно высокой.

Физико-химические методы выявления работающих пластов.Выявление работающих пластов с помощью физико-химических методов основано на различных химических составах нефти и пластовой воды даже в близко расположенных пластах.

Нефть, являясь смесью углеводородов различного состава, обладает различными физическими свойствами. Химический состав нефти, ее вязкость оказывают значительное влияние на коэффициент светопоглощения Ксп. Величина Ксп значительно изменяется не только по различным пластам, но и в пределах одного пласта она может изменяться в 2,5 – 5 раз в зависимости от положения скважины на структуре и от расстояния до контакта нефть-вода.

Для массовых определений Ксп пробы нефти отбирают из пробоотборных краников манифольда скважин в чистый стаканчик в объеме 10 – 15 см. Пробирку с нефтью плотно закрывают и заворачивают в плотную бумагу. В лаборатории Ксп определяют не более чем через 7 сут после отбора из-за возможного испарения легких фракций и частичного окисления нефти. Определение Ксп нефти проводят на фотоэлектроколориметрах типа ФЭК.

Для определения наличия притока нефти из того или иного пласта многопластового месторождения и его относительной величины необходимо знать эталонную величину Ксп для каждого пласта.

Величины притоков

; (6.21)

где Ксп, К"сп, Кcn – коэффициенты светопоглощения нефти соответственно из первого, второго пластов и добываемой смеси; q1,q2 – отношения дебитов первого и второго пластов к дебиту скважины; Q1, Q2, Q–абсолютные дебиты первого, второго пластов и скважины.

Определение гидродинамической связи между пластами.Для определения гидродинамической связи между пластами используют следующие методы.

1. Методы, основанные на анализе добываемой нефти и воды из скважины, учитывающие различия их свойств по отдельным пластам. При наличии гидродинамической связи между пластами из исследуемой скважины добывают смесь флюидов, насыщающих различные пласты, и их свойства отличаются от свойств эталонных проб. При этом может использоваться эффект изменения Ксп смеси по сравнению с эталонными образцами по пласту, эффект изменения в смеси нефтей концентрации редких элементов – кобальта или ванадия, определяемой нейтронно-активационным, рентгено-радиометрическим, атомно-абсорбционным способами.

2. Методы, основанные на закачке в один из пластов (наличие гидродинамической связи между которыми не выяснено) радиоактивных изотопов или жидкостей с добавкой индикаторов с последующим анализом проб нефти или воды из контрольной скважины.

3. Применение собственно гидродинамических методов. Можно использовать метод гидропрослушивания, при котором, изменяя режим работы скважин на одном из пластов, улавливают импульс от этого изменения в наблюдательных скважинах другого пласта.

6.4. Контроль за перемещением ВНК и ГНК

При решении таких геолого-промысловых задач, как регулирование продвижения контуров нефтегазоносности, оценка текущих коэффициентов нефтеотдачи, заводненного объема и других, необходимо знание текущего положения водонефтяного, газонефтяного и газоводяного контактов (ТВНК, ТГНК, ТГВК).

В настоящее время разработаны методические основы определения ВНК, ГВК и положения заводненных пластов практически для любых геолого-физических условий продуктивных пластов. К их числу относят как прямые методы, такие, как контроль по данным обводнения скважин, гидрохимические и промыслово-геофизические, так и косвенные, основанные на систематизации и комплексном обобщении различной геолого-промысловой информации.

Контроль по данным обводнения скважин предусматривает определение границ внедрения воды в залежь на основании систематического наблюдения за динамикой обводнения добывающих скважин. Этот метод наиболее простой и не требует применения специальных приборов.

Появление воды, вытесняющей нефть, в ранее безводных скважинах, может означать следующее. Если скважина расположена в водонефтяной зоне и в ней перфорирована только верхняя нефтенасыщенная часть пласта, то начало ее обводнения обычно связано с подъемом ВНК и совпадает с моментом, когда поверхность текущего ВНК достигает нижних отверстий.

Однако следует учитывать, что в случае монолитного пласта из-за разрушения глинистой корки в заколонном пространстве в скважине может появиться вода, когда текущий ВНК еще находится ниже перфорационных отверстий на 2-3 м.

Для определения положения текущего ВНК в пределах интервала перфорации по данным о доле воды в продукции скважин предложены различные формулы и эмпирические зависимости. Однако точность количественных определений положения текущего ВНК этим способом обычно крайне низка. Поэтому показатели обводненности скважин пригодны лишь для качественных суждений: если обводненность низкая – текущий ВНК находится в нижней части интервала перфорации, а если высокая – то в его верхней части. В высокопроницаемых однородных пластах, когда вертикальная проницаемость близка к горизонтальной, появление воды в скважине может быть связано с образованием конуса подошвенной воды.

Появление пластовой воды в скважине, расположенной во внутреннем контуре нефтеносности залежи, указывает на то, что текущий внутренний контур в районе этой скважины переместился. Зная моменты прохождения текущего внутреннего контура через разные скважины, можно фиксировать его положение на разные даты и определять скорость перемещения на различных участках залежи. Переход скважины на работу чистой водой (полное обводнение) указывает на прохождение через эту точку залежи текущего внешнего контура нефтеносности. На практике этот момент фиксируется с некоторой долей приближенности, поскольку добывающие скважины обычно отключают при обводненности 96 – 98 %.

Метод контроля по данным об обводненности скважины полезно комплексировать с гидрохимическими методами, основанными на наблюдениях за изменением химического состава воды, добываемой вместе с нефтью. Особенно это важно, если на залежи происходит подъем ВНК и контуры нефтеносности продвигаются одновременно с перемещением фронта закачиваемой воды.

Данные о начале обводнения скважины закачиваемой водой (обычно отличающейся по химическому составу от пластовой) дают возможность достаточно уверенно фиксировать положение передней границы фронта нагнетаемой воды. Однако при этом нельзя судить о том, по какой части толщины пласта закачиваемая вода подошла к добывающей скважине, а какая её часть на эту дату осталась нефтенасыщенной.

Эффективность контроля заводнения пластов по данным обводнения скважин существенно зависит от соотношения вязкостей нефти и вытесняющей воды. Чем меньше это соотношение, тем теснее связь между обводненностью скважин и соотношением заводненной и нефтенасыщенной частей пласта в интервале перфорации. При соотношении вязкостей более 1,5-2,0 такая связь уже полностью отсутствует, и даже при весьма высокой обводненности скважин в пределах интервала перфорации и ниже него могут оставаться участки пласта с высокой нефтенасыщенностью.

Применяя метод контроля по обводнению скважин, всегда надо иметь в виду, что появление воды может быть связано не только с технологическими причинами – заводнением пластов, но и с техническими – некачественное цементирование, не герметичность колонны и др. Поэтому для анализа следует привлекать только те данные по обводненности, которые получены по технически исправным скважинам, в которых исключена заколонная циркуляция.

Использование данных об обводнении скважин для контроля заводнения многопластовых объектов значительно менее эффективно, чем для однопластового объекта. Ими можно пользоваться лишь в том случае, если точно известно, в какой из пластов многопластового объекта внедрилась вода. Если же в скважине воду дают два или большее количество пластов, информация об обводнении скважин для целей контроля практически непригодна. Поэтому в многопластовых объектах система контроля заводнения пластов основывается на других методах.

6.5 Контроль за заводнением и охватом эксплуатационного объекта процессом вытеснения

При разработке газовых месторождений, которая осуществляется на природных режимах в условиях непрерывного снижения пластового давления при большой подвижности газа, обычно весь объем залежи представляет собой единую газодинамическую систему, все точки которой взаимодействуют между собой. В этих условиях практически весь объем залежи включается в процесс дренирования.

При разработке нефтяных месторождений с заводнением осуществляется направленное вытеснение нефти водой путем воздействия на продуктивные пласты закачкой воды. В этом случае полнота дренирования объема залежи зависит от полноты охвата продуктивных пластов воздействием.

Степень вовлечения объема эксплуатационного объекта в разработку характеризуется коэффициентом охвата продуктивных пластов воздействием (коэффициентом охвата). Под коэффициентом охвата понимают отношение нефтенасыщенного объема пласта (залежи, эксплуатационного объекта), охваченного на определенную дату воздействием, ко всему нефтенасыщенному объему пласта (залежи, эксплуатационного объекта). В связи со значительной геологической неоднородностью большинства объектов разработки, прерывистостью, расчлененностью, различием в фильтрационных свойствах слагающих их пластов и прослоев редко удается обеспечить коэффициент охвата, близкий к единице. Чем полнее принятая система разработки учитывает особенности геологического строения продуктивных пластов, тем выше коэффициент охвата, поэтому достижение возможно большей величины этого коэффициента играет решающую роль при выборе системы разработки для новой залежи.

При изучении степени охвата эксплуатационного объекта воздействием различают охват по толщине, по площади и по объему. Коэффициент охвата по толщине kохвh равен отношению нефтенасыщенной толщины, подвергшейся воздействию, к суммарной эффективной нефтенасыщенной толщине объекта. В нагнетательных скважинах охваченными воздействием считаются те пласты и прослои, в которые поступает нагнетаемая вода. В добывающих скважинах к ним относят те пласты и прослои, которые «работают» – отдают нефть в условиях относительно стабильного или даже возрастающего пластового давления.

Коэффициент охвата по площади kохвS(определяют для каждого объекта разработки в отдельности) равен отношению площади, охваченной воздействием, к общей площади распространения пласта-коллектора в пределах залежи. На практике обычно с определенной долей условности отождествляют коэффициент охвата по площади каждого отдельного пласта с коэффициентом охвата по объему.

Охват пласта заводнением значительно влияет на нефтеотдачу залежей, а следовательно, и на извлекаемые запасы. Извлекаемые запасы нефти

; (6.22)

где Qизв и Qг – запасы нефти соответственно извлекаемые и геологические; Квсредневзвешенный коэффициент вытеснения; Kохв коэффициент охвата пласта заводнением.

Практически при разработке наибольшее изменение величины извлекаемых запасов связано с коэффициентом охвата пласта вытесняющим агентом, т. е. коэффициент охвата в большей степени влияет на нефтеотдачу по залежи с данными физико-химическими свойствами нефти. С ростом таких факторов, как геологическая неоднородность пласта, вязкость нефти, площадь залежи, приходящаяся на скважину, коэффициент охвата уменьшается. Этот параметр в конечном счете определяется величиной охваченной воздействием нефтенасыщенной толщины продуктивного пласта. Для ее определения используются геологические профили, профили приемистости и отдачи по нагнетательным и добывающим скважинам.

При оценке коэффициента охвата выделяются так называемые активные, или работающие толщины пласта. Активная толщина выделяется по наивысшей и наинизшей границам профилей отдачи, снятых при различных технологических режимах работы скважины. По данным выделенных активных толщин по скважинам строят карты этих толщин по всем пластам. С помощью этих карт подсчитывают объемы пласта, охваченные заводнением, как по отдельным пластам, так и по участку в целом. Отношение объема пласта, охваченного заводнением, ко всему объему и дает коэффициент охвата пласта заводнением.

Охват пласта заводнением во времени зависит от физико-химических свойств нефти и геологической неоднородности (табл. 6.1). По неоднородным пластам с высоковязкой нефтью наибольший рост охвата пласта заводнением наблюдается при обводненности продукции на 70 % и выше, чем и объясняется отбор большого количества воды. По относительно однородным объектам с маловязкой нефтью наибольший прирост коэффициента охвата происходит при малой обводненности продукции.

 

 

Таблица 6.1

Динамика охвата пласта заводнением при различных физико-химических свойствах нефти и степени геологической неоднородности

Характеристика объектов Обводненность продукции,%
Неоднородные с высоковязкой нефтью 0,08 0,14 0,18 0,25 0,28 0,36 0,42 0,50 0,70 0,76
Однородные с маловязкой нефтью 0,38 0,45 0,52 0,57 0,60 0,62 0,64 0,66 0,70 0,79

6.6 Особенности контроля за разработкой газовых и газоконденсатных месторождений

Целью контроля за разработкой является организация комплекса мероприятий по наблюдению за динамикой изменения геолого-промысловой характеристики эксплуатационных объектов и продуктивности скважин. Этот комплекс включает проведение геолого-промысловых, в том числе гидродинамических, промыслово-геофизических и гидрохимических исследований и позволяет контролировать:

· изменение давления в водоносной части по контуру залежи;

· продвижение в залежи подошвенных и краевых пластовых вод;

· изменение состава добываемого пластового газа по зонам отбора;

· технологические параметры работ скважин;

· изменение продуктивных характеристик добывающих скважин, фильтрационных и емкостных параметров газоносных горизонтов, их газонасыщенность;

· техническое состояние скважин.

Для контроля за разработкой используется:

· добывающие газовые скважины;

· наблюдательные неперфорированные (так называемые «глухие») скважины, специально оборудованные для геофизических исследований;

· наблюдательные газовые скважины;

· пьезометрические скважины.

Комплекс геолого-промысловых, промыслово-геофизических и гидрохимических исследований для осуществления контроля за разработкой включает:

· замер статического давления и температур в добывающих скважинах после их остановки на время, достаточное для полного восстановления пластового давления – обычно один раз в полгода с целью построения карт изобар (при этом по статическим давлениям рассчитываются пластовые);

· замер давлений и температур по перфорированным наблюдательным скважинам – также один раз в полгода;

· замер устьевых давлений и температур добывающих скважин на рабочих режимах по всему фонду – ежемесячно;

· гидродинамические исследования скважин на неустановившихся режимах с записью КВД (кривых восстановления давления) на забое при их остановке – обычно один раз в год в 10-15 % фонда добывающих скважин;

· гидродинамические исследования скважин на продуктивность (на установившихся режимах) проводятся по действующему фонду, при этом по части фонда (около 25 %) – с выпуском газа в атмосферу, по специально оборудованным скважинам – с выпуском газа в промысловый коллектор – один раз в год; отбор проб газа и жидкости при режимных исследованиях осуществляется, как правило, на 15 % действующего фонда скважин;

· исследования с отбором проб жидкости для их гидрохимического анализа с определением ее количества проводятся по скважинам действующего фонда 2 раза в год, а по водопроявляющим скважинам (выносящим пластовую воду) – ежеквартально;

· газоконденсатные промысловые исследования скважин на рабочих режимах и при режимных испытаниях, дополняемые лабораторными исследованиями отобранных проб газа и конденсата проводятся на 10-15 % фонда добывающих скважин по зонам отбора – ежеквартально или один раз в полгода;

· специальные исследования по определению предельно допустимой депрессии через породоуловитель проводят на 10 % действующего фонда – один раз в год;

· исследования на вынос, механических примесей на рабочем режиме проводятся на всем действующем фонде скважин – один раз в год; контроль за техническим состоянием устья скважин проводится на скважинах эксплуатационного и наблюдательного фонда ежеквартально;

· комплексные исследования проводятся на всех выходящих из бурения скважинах с целью определения их технического состояния и продуктивности, а также на всех скважинах до и после капитального ремонта скважин (КРС) для определения эффективности ремонтов;

· замер уровня жидкости в пьезометрических скважинах проводится один –два раза в год;

· отбор устьевых проб газа по каждой зоне отбора – один раз в год;

· промыслово-геофизические исследования в газовой среде и термометрия для определения профиля притока и газонасыщенных интервалов следует проводить на 10-15 % фонда добывающих скважин – один раз в год;

· промыслово-геофизические исследования по контролю за продвижением ГВК (изменением газонасыщенности на уровне текущего ГВК) проводятся в «глухих» наблюдательных скважинах – один-два раза в год.

Перед глубинными, промыслово-геофизическими исследованиями, подземным и капитальным ремонтом скважин необходимо также проводить замеры их текущих забоев, а для определения коэффициентов гидравлического сопротивления подъемных труб (НКТ), используемых в расчетах забойных давлений по устьевым замерам в работающих газовых скважинах рекомендуется проводить исследования на установившихся режимах с использованием глубинных манотермометров для определения потерь давления в лифтовой колонне.

Результаты комплексных исследований по контролю за разработкой являются информационной основой для анализа разработки залежей, по данным которого проводится оценка эффективности системы разработки месторождения, осуществляются мероприятия по регулированию процесса выработки пластов для достижения проектных показателей или обоснования их корректировки, а также даются рекомендации по совершенствованию самой системы контроля: содержания: и периодичности первичных, текущих и специальных исследований.

 

Контрольные вопросы к главе 6

 

1. Что такое текущее нефтеизвлечение?

2. Что такое интенсивность разработки?

3. Что такое обводненность продукции?

4. Что такое промысловый газовый фактор?

5. Что такое динамическое пластовое давление?

6. Что такое приведенное пластовое давление?

7. Что собой представляет карта изобар?

8. Что такое коэффициент приемистости скважины?

9. Что характеризует коэффициент продуктивности?

10. На чем основан методом установившихся отборов?

11. Какие коэффициенты применяют при комплексной характеристики продуктивных пластов?

12. Каким коэффициентом характеризуется степень вовлечения объема эксплуатационного объекта в разработку?

13. Каким образом проводится контроль за перемещением ВНК и ГНК?

14. Что такое потокометрия и для чего ее применяют?

15. Насколько надежен метод механической термокондуктометрии?

16. Что такое депрессия и репрессия на забое скважины?

17. На чем основан метод фотоколориметрии?

18. Какие методы используют для определения гидродинамической связи между пластами?

19. Как зависит динамика охвата пласта заводнением от физико-химических свойств нефти и геологической неоднородности пласта?

20. Какие скважины используются для контроля за разработкой газовых и газоконденсатных месторождений?

 


7 Геолого-промысловый анализ состояния разработки эксплуатационного объекта

7.1 Основные стадии разработки и их характеристики

Анализ состояния разработки длительно эксплуатируемых месторождений как в нашей стране, так и за рубежом показал, что в этом процессе можно выделить четыре стадии (рис. 7.1).

 

 

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;

Эту стадию разработки характеризуют главным образом темпы роста добычи нефти, обусловливающие ее продолжительность. Темпы роста добычи в этой стадии медленнее, а продолжительность стадии больше на объектах с большими площадью нефтеносности, глубиной залегания продуктивных пластов и усложненными геологическими условиями бурения скважин. По разным объектам продолжительность I стадии изменяется от одного года до 78лети более.

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;

Максимальные темпы разработки разных объектов зависят от их геолого-промысловой характеристики и могут изменяться в широких пределах от 3 – 4 до 16 – 20% и более в год от начальных извлекаемых запасов. Геологические факторы, обусловливающие увеличение продолжительности I стадии разработки, снижают и величину 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. Дальнейшие разбуривание и ввод новых скважин позволяют лишь компенсировать падение добычи по ранее пробуренным скважинам, т. е. приводят к увеличению продолжительности II стадии разработки. Таким образом, продолжительность I стадии и темпы добычи нефти на II стадии тесно взаимосвязаны.

ПродолжительностьII стадии по объектам с разными характеристиками находится в основном в пределах от 1 – 2 годов до 5 – 8 лет.

Наименьшая продолжительность характерна:

· 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;

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

Доля извлекаемых запасов, отбираемая к концу II стадии, т. е. к началу падения добычи нефти, во многом определяется относительной вязкостью нефти. При малых значениях mо (менее 5) она составляет около 50 %, а при более высоких значениях – 25 – 30 %.

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 путем освоения под закачку воды дополнительных скважин, продолжают бурение резервных скважин, выполняют изоляционные работы в скважинах, начинают форсированный отбор жидкости из обводненных скважин, проводят другие мероприятия по управлению процессом разработки;

На этой стадии из разных объектов отбирается 30 – 50 % извлекаемых запасов нефти. Нарастающаяв этот период 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.

IV стадия – завершает период разработки: характеризуется дальнейшим снижением добычи нефти при низких темпах разработки; на этой стадии выполняют те же виды работ по регулированию разработки.

Продолжительность IV стадии обычно велика и нередко соразмерна с продолжительностью всего основного периода. На этой стадии из объектов при темпах разработки 2 % и менее (средние темпы около 1 %) отбирается 10 – 25 % извлекаемых запасов нефти.

Границы между стадиями разработки устанавливают следующим образом.

КоII 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 II стадии годы относят к I стадии разработки. Следующие за II стадиейгоды называют завершающим периодом. В литературе границу между II и III стадиями проводят между последним годом II стадии и первым после него годом с добычей, отличающейся от максимальной более чем на 10 %.

Границу между III иIV 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 нередко I и II стадии объединяют в ранний, a III и IV – в поздний периоды разработки.

На газовых эксплуатационных объектах весь период разработки одни специалисты подразделяют на три стадии, другие –на четыре. В первом случае III стадия отвечает III+IV стадиям разработки нефтяных объектов. Период разработки газовых залежей так же, как и нефтяных, следует 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.

Для небольших залежей с запасами до 3 млрд м3 основные показатели динамики добычи газа 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.

НаIII стадиииз 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.

7.2 Основные показатели разработки

Состояние разработки эксплуатационного объекта или его части (пласта, блока, участка) характеризуется такими основными показателями, как текущая годовая (квартальная, месячная)инакопленная 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 показателемобводненности 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).

Для каждого объекта с учетом характера изменчивости показателей работы скважин должна быть установлена периодичность их замеров таким образом, чтобы количество определений было достаточным для получения в результате их статистической обработки надежных средних значений за отчетные периоды времени (месяц, квартал).