Добыча нефти.

1 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. Очевидно, что продолжительность 1 стадии может быть сокращена за счет увеличения производственной мощности и улучшения организации работы буровых и строительных подразделений, осваивающих объект. По разным объектам продолжительность 1 стадии изменяется от одного года до 7—8 лет и более.

II стадия характеризуется:

величиной максимальных темпов разработки объекта;

продолжительностью;

долей отбора извлекаемых запасов к моменту ее окончания.

Максимальные темпы разработки разных объектов зависят от их геологопромысловой характеристики и могут изменяться в широких пределах от 3—4 до 16—20% и более в год от начальных извлекаемых запасов. С увеличением продуктивности объекта при прочих равных условиях могут быть достигнуты более высокие уровни добычи. Малая продуктивность, обусловленная низкой проницаемостью, высокой вязкостью нефти и другими факторами, частично может быть восполнена реализацией более активной системы разработки. Геологические факторы, обусловливающие увеличение продолжительности 1 стадии разработки, снижают и величину максимальных темпов разработки. Так, при большой площади нефтеносности в связи с большой продолжительностью 1 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 1 стадии и темпы добычи нефти на II стадии тесно взаимосвязаны. Следовательно, увеличение максимальных темпов добычи, так же как и сокращение продолжительности 1 стадии, может быть достигнуто путем увеличения производственных мощностей организаций, осваивающих месторождение. Положительному решению этих задач может способствовать также правильная последовательность выполнения технологических мероприятий, предусмотренных проектным документом на разработку. На 1 стадии разработки следует ограничиваться осуществлением той части проектных технологических мероприятий, которые необходимы для обеспечения максимальных темпов разработки и сокращения продолжительности первой стадии.

Продолжительность II стадии по объектам с разными характеристиками находится в основном в пределах от одного-двух годов до 8—10 лет.

Наименьшая продолжительность характерна: для залежей с повышенным соотношением вязкостей нефти и вытесняющей воды в пластовых условиях (т.е. с 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 о (менее. 5) она составляет около 50 %, а при более высоких —около 35%-

Называя эти ориентировочные цифры, следует сделать два замечания.

1. Для предотвращения преждевременного падения добычи нефти на нефтяных эксплуатационных объектах (при меньшем отборе запасов, чем указано выше) необходимо в течение II стадии проводить большой комплекс геолого-технологических мероприятий по совершенствованию системы разработки и ее регулированию.

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

При раннем снижении добычи, происходящем несмотря на активную работу по регулированию разработки, можно предполагать завышенность подсчитанных запасов или недостаточность проектных технологических решений по разработке объекта.

Весьма сложной является III стадия разработки, на которой вследствие истощения значительной части запасов происходит неизбежное падение добычи нефти. На этой стадии из разных объектов отбирается 30—50 % извлекаемых запасов нефти. Нарастающая в 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.

Для характеристики III стадии весьма показателен среднегодовой темп падения добычи. Обобщение опыта разработки при вытеснении нефти водой показало, что темпы падения добычи нефти на III стадии разработки на разных объектах зависят от показателей добычи на предшествующих стадиях — от величины максимальных темпов 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 М. М. Иванова рекомендует использовать комплексный показатель, названный интенсивностью разработки до начала падения добычи. Этот показатель представляет собой произведение величины максимального темпа разработки объекта (q_max/Q_изв) • 100 % на долю извлекаемых запасов нефти, отобранных к концу II стадии разработки:

,

где qmах—максимальная годовая добыча нефти: Qизвл—начальные извлекаемые запасы нефти; q,— годовая добыча нефти за i-й год первых двух стадий; t_I+II — продолжительность первых двух стадий разработки.

Средние темпы падения добычи по объекту на III стадии (Δq) определяются как среднее арифметическое значение темпов падения за годы этой стадии. Годовые темпы падения добычи выражают отношением в % годового снижения добычи нефти к добыче предыдущего года:

где q_i— добыча нефти за i-й год III стадии; (q_i — добыча нефти за год, предшествующий i-му; t_III—продолжительность трех стадии; t_I+II —продолжительность разработки до начала падения добычи нефти.

В результате анализа фактических данных по большой группе объектов, длительно разрабатывавшихся с вытеснением нефти водой, Ю. И. Брагиным получена прямолинейная зависимость Δq(I). Зависимость описывается формулой

Из (рис. 29) 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

Рис. 29. Зависимость среднегодовых темпов падения добычи из эксплуатационных объектов на III стадии разработки от интенсивности I_I+II использования запасов в предшествующий период разработки.

Эксплуатационные объекты, завершаемые разработкой с продуктивностью: 1- небольшой м средней, 2 – высокой.

наибольших значений при сочетании высокой проницаемости и умеренной неоднородности пластов, небольших размеров объекта и других геологических факторов, обеспечивающих высокую интенсивность разработки залежей до начала падения добычи.

Высокие темпы падения добычи на III стадии разработки, обусловленные весьма интенсивной разработкой залежей до начала падения добычи и особенно очень высокими максимальными темпами разработки, могут вызывать нежелательные последствия. В случаях, когда эксплуатационный объект обеспечивает значительную долю общей добычи нефтедобывающего района, быстрое падение добычи из него после достижения высоких темпов разработки приводит к неустойчивости уровня добычи по району в целом. Это может отрицательно сказаться на развитии народного хозяйства района. В связи с этим в настоящее время при проектировании разработки эксплуатационных объектов с благоприятной геологопромысловой характеристикой темпы добычи нефти на II стадии обычно устанавливаются несколько ниже геологически возможных. 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.

На небольших залежах, которые расположены в пределах многопластового месторождения или сгруппированы на одной площади и для которых создана единая система сбора и подготовки нефти и предусмотрен последовательный их ввод в разработку через определенные интервалы времени, возможные высокие темпы разработки каждого из объектов могут не ограничиваться. При этом на месторождении или 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 вводится.

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

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.

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

Обводненность В (%) продукции, добытой за определенный период (месяц, квартал, год), определяется по формуле

B=(q_в/q_ж) 100,

где q_в — количество попутной воды, полученной за период; q_ж — количество жидкости (нефть + вода), добытой за тот же 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. 30). Кривые для объектов с малой относительной вязкостью

п

Рис. 30. Динамика обводнения продукции в процессе разработки эксплуатационных объектов с различной вязкостью нефти

В – обводненность продукции; Q_извл– начальные извлекаемые запасы нефти;II-II, III-III – границы завершения соотвественноII иIII 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. 30. 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,

В то же время проведение необоснованных мероприятий по ограничению отборов попутной воды (путем вывода из эксплуатации скважин с относительно невысокой обводненностью, изоляции дающих воду пластов с незакончившимся процессом вытеснения нефти и др.) может неоправданно замедлять рост обводнения продукции, приводить к повышенным потерям нефти в недрах.

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

Z_ж = (q_max/Q_извл) 100,

где Zж — темп отбора жидкости; q_max —годовой отбор жидкости; Q_извл —начальные извлекаемые запасы нефти объекта.

Оптимальная динамика годовых отборов жидкости тесно связана с динамикой добычи нефти и обводнения продукции и, следовательно, с теми геологопромысловыми 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 следующие три разновидности динамики годовых отборов жидкости в течение III стадии: а) постоянное снижение; б) сохранение на уровне II стадии разработки; в) постепенное наращивание с превышением в конце стадии уровня, достигнутого на второй стадии, в 1,5—2,5 раза.

Снижение отборов жидкости на III стадии разработки характерно главным образом для высокопродуктивных эксплуатационных объектов небольших размеров, которым свойственны высокие темпы добычи нефти на II стадии и низкая обводненность продукции (30—50%) к концу основного периода.

Сохранение на III стадии разработки постоянных отборов жидкости на уровне отборов II стадии присуще высокопродуктивным объектам значительных размеров, на которых обводненность продукции к концу III стадии 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 разработки характерно для залежей нефти, приуроченных к продуктивным пластам с весьма неоднородным строением или низкой проницаемостью пород-коллекторов, особенно при больших размерах площади 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—85%, иногда и более).

На залежах нефти с повышенной вязкостью 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 1 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.

К

Рис. 31 Характеристика вытеснения нефти водой при разработке залежей.

Залежи: а, б, в – маловязкой нефти (от акг геологопромысловая характеристика залежи ухудшается),г– вязкой нефти;k_{извл. н}коэффициент извлечения нефти;V_в– объемы внедрившийся воды

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. 31 приведены характеристики вытеснения. 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.

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.

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.