Характеристика и методы определения стадий разработки нефтяных 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 Графики построены в зависимости от безразмерного времени , представляющего собой отношение накопленной добычи жидкости к балансовым запасам нефти.

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 Тдн (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 Кн 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 Тдн 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 Тдн (около 1