Стадии процесса разработки месторождения

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 n_В (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. 1.3). Графики построены в зависимости от безразмерного времени t, представляющего собой отношение накопленной добычи жидкости к балансовым запасам нефти.

Первая стадия — освоение эксплуатационного объекта — характеризуется: интенсивным ростом добычи нефти до максимального 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 (по месторождениям с искусственным водонапорным режимом снижение пластового давления в зоне отбора достигает 30 % от первоначального, так как освоение системы заводнения обычно отстает во времени на 6—8 лет); небольшой обводненностью продукции n_В (обводненность продукции достигает 3—4 % при вязкости нефти не более 5 мПа*с и 35 % при повышенной вязкости); достигнутым текущим коэффициентом нефтеотдачи η (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 Т_ДН (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 n_В (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 η, составляющим к концу стадии 30—50%, а для месторождений с «пикой» добычи— 10—15 %.

Устойчивость уровня добычи нефти обеспечивается бурением оставшегося основного фонда скважин и части резервного, а также применением методов интенсификации отбора жидкости. Однако по мере обводнения продукции скважин наступает момент, когда интенсивность обводнения продукции становится выше интенсивности роста добычи жидкости. После этого начинается снижение добычи нефти, несмотря на увеличение добычи жидкости, что может обусловливаться отключением части обводнившихся скважин и ограниченными возможностями оборудования и установок по сбору и подготовке нефти. Продолжительность стадии зависит от максимального уровня добычи нефти и соотношения вязкостей нефти и воды. Границу между второй и третьей стадиями устанавливают по точке перегиба кривой темпа отбора нефти в сторону уменьшения, которая почти всегда четко отмечается, несмотря на продолжающийся иногда рост темпа добычи жидкости T_ДЖ (отношения среднегодового отбора жидкости к балансовым запасам нефти).

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 па 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 η 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 Т_ДН обычно трудно. Наиболее четко ее можно определить по точке перегиба кривой обводненности n_В.

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 Т_ДН, (в среднем около 1 %); большими темпами отбора жидкости Т_ДЖ (средние темпы отбора жидкости составляют 3—8 и даже 20%; отбирают на этой стадии до 1 объема пор пласта по месторождениям с маловязкими нефтями и до 3—4 объемов по месторождениям с нефтями повышенной вязкости; основная масса воды отбирается на этой стадии, конечные 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 %.

Заключение. В целом динамика добычи нефти зависит от геолого-физических условий месторождения (вязкость нефти, литологический тип коллектора, продуктивность и неоднородность пластов, тип залежи), метода (с воздействием и без воздействия на залежь) и системы разработки, условий освоения объекта (темпа и порядка разбуривания) и эксплуатации скважин: В совокупности эти факторы могут в несколько раз изменять уровень добычи нефти. М. Л. Сургучев считает, что целесообразно поддерживать динамику добычи нефти со стабильным максимальным уровнем. Характер заводнения и нефтеотдача неоднородных пластов не зависят от темпа добычи нефти. На этом базируется современная разработка нефтяных месторождений высокими темпами.

В заключение отметим, что производственный процесс добычи нефти на протяжении четырех стадий характеризуется неравномерностью отбора нефти, нефтяного газа и воды, неравномерной нагрузкой промыслового оборудования, изменением состава потока флюидов в скважинах, трубопроводах и установках во времени.