Что такое водонефтяной фактор

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Накопленный водонефтяной фактор

Накопленный водонефтяной фактор соответствует суммарному водонефтяному фактору залежей с терригенными коллекторами. [2]

В этой же работе [134] предлагается строить зависимость накопленного водонефтяного фактора от текущей нефтеотдачи в било-гарифмических координатах. [3]

Сопоставление фактических данных о плотности сетки скважин, текущей нефтеотдаче и накопленных водонефтяных факторах Туймазинского, Шкаповского и Серафимовского месторождений подтверждает, что между этими параметрами существует определенная зависимость. [4]

Возрастание толщины нефтяной оторочки ( в 5 варианте) благоприятно сказывается на величине КИН ( 19 3 %), а также на снижении накопленного водонефтяного фактора до 10 по сравнению с 15 1 и 16 8 в 3 и 4 вариантах соответственно. [8]

Соотношения начальной нефтенасыщенной и общей толщины подсчитаны по каротажным диаграммам. Наименьшим значением нефтеотдачи и наибольшей величиной накопленного водонефтяного фактора характеризуется залежь нефти пласта Д-1 Восточно-Белебеевского месторождения, который хорошо выдержан по площади, вскрыт в разрезах большинства скважин. [13]

Следует подчеркнуть, что в каждой группе скважины должны быть ранжированы по первоочередности проведения соответствующих мероприятий, Так, в группах 3 и 4 скважины ранжируются по величинам обобщенных критериев, построенных с учетом величины R и значений 6 и d соответственно. В 1-ой и 2-ой группах ранжирование производят эксперты на основе анализа карт текущей нефтенасыщенности, неоднородности ФЕС, накопленного водонефтяного фактора и линий равного взаимодействия между скважинами. [14]

Следующее по технологической эффективности место занимает закачка водного раствора ПАВ. Дополнительная добыча нефти в этом случае составляет при рассматриваемых значениях плотности сетки скв. Накопленный водонефтяной фактор при закачке раствора ПАВ примерно такой же, как и в базовых вариантах. Применение этого метода несколько увеличивает срок разработки залежи. [15]

Источник

Основные показатели разработки

ТЕХНОЛОГИЯ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ

Выбор системы разработки по основным геолого-физическим характеристикам залежи

Технологией разработки нефтяных месторождений называется совокупность способов, применяемых для извлечения нефти из недр. В разделе 3 в понятии системы разработки в качестве одного из определяющих ее факторов указано наличие или отсутствие воздействия на пласт. От этого фактора зависит необходимость бурения нагнетательных скважин. Технология же разработки пласта не входит в определение системы разработки. При одних и тех же системах можно использовать различные технологии разработки месторождений. Конечно, при проектировании разработки месторождения необходимо учитывать, какая система лучше соответствует избранной технологии и при какой системе разработки могут быть наиболее легко получены заданные показатели.

Разработка каждого нефтяного месторождения характеризуется определенными технологическими показателями. Рассмотрим общие показатели, присущие всем технологиям разработки. К ним можно отнести следующие:

Добыча нефти Q_н — основной показатель, суммарный по всем добывающим скважинам, пробуренным на объект в единицу времени, и среднесуточная добыча q_н приходящаяся на одну скважину.

Характер изменения во времени этих показателей зависит не только от свойств пласта и насыщающих его жидкостей, но и от технологических операций, осуществляемых на месторождении на различных этапах разработки.

Добыча жидкости Q_ж — суммарная добыча нефти и воды в единицу времени (год, месяц). Из скважин в чисто нефтеносной части залежи в течение какого-то времени безводного периода эксплуатации скважин добывают чистую нефть. По большинству месторождений рано или поздно продукция их начинает обводняться. С этого момента времени добыча жидкости превышает добычу нефти.

Дебит нефти, воды и жидкости q_н, q_в, q_ж – соответственно отношение добычи нефти, воды или жидкости ко времени работы скважины за месяц или за год. Рассчитывается, как на отработанное время, так и на календарное. Единица измерения – т/сут*скв.

Водонефтяной фактор – отношение добытой воды к нефти. Текущий и накопленный

Добыча газа Q_г. Этот показатель зависит от содержания газа в пластовой нефти, подвижности его относительно подвижности нефти в пласте, отношения пластового давления к давлению насыщения, наличия газовой шапки и системы разработки месторождения. Добычу газа характеризуют с помощью газового фактора, т.е. отношения объема добываемого из скважины за единицу времени газа, приведенного к стандартным условиям, к добыче за ту же единицу времени дегазированной нефти. Средний газовый фактор, как технологический показатель разработки, определяют по отношению текущей добычи газа к текущей добыче нефти.

При разработке месторождения с поддержанием пластового давления выше давления насыщения газовый фактор остается неизменным и поэтому характер изменения добычи газа повторяет динамику добычи нефти. Если же в процессе разработки пластовое давление будет ниже давления насыщения, то газовый фактор изменяется следующим образом. Во время разработки на режиме растворенного газа средний газовый фактор вначале увеличивается, достигает максимума, а затем уменьшается и стремится к нулю при пластовом давлении, равном атмосферному. В этот момент режим растворенного газа переходит в режим гравитационный.

Расход нагнетаемых в пласт агентов (Q_з) и их извлечение вместе с нефтью (и газом). При осуществлении различных технологических процессов извлечения нефти и газа из недр (в том числе для поддержания пластового давления) в пласт закачивается вода, вода с добавками химреагентов, газ и другие вещества.

Основной показатель, характеризующий процесс закачки – компенсация отбора жидкости закачкой воды: текущая и накопленная. Измеряется в долях ед. и %.

При составлении проектов разработки величина принимается равной 115% для обеспечения потерь по пути следования закачиваемой воды и потерь на трение.

Рассмотренные показатели отражают динамическую характеристику процесса извлечения нефти, воды и газа. Для характеристики процесса разработки за весь прошедший период времени используют интегральный показатель — накопленную добычу (∑Q_н, ∑Q_ж). Накопленная добыча нефти и жидкости отражает количество добытое по объекту за определенный период времени с начала разработки, т.е. с момента пуска первой добывающей скважины.

В отличие от динамических показателей накопленная добыча может только увеличиваться. Со снижением текущей добычи темп увеличения соответствующего накопленного показателя уменьшается. Если текущая добыча равна нулю, то рост накопленного показателя прекращается, и он остается постоянным.

Фонд скважин.Скважины представляют собой основную составляющую системы разработки нефтяных месторождений, из них добывается нефть и попутные компоненты, они служат для получения всей информации о залежи, для управления процессом разработки. Скважины по своему назначению подразделяются на следующие основные группы: добывающие, нагнетательные, специальные и вспомогательные.

Добывающие скважины составляют наибольшую часть фонда скважин. Предназначены для добычи нефти, газа и попутных компонентов.

Нагнетательные скважины предназначены для закачки в пласт различных агентов (воды, газа, пара) с целью обеспечения эффективной разработки залежей нефти.

Вспомогательные скважины подразделяют на водозаборные и поглощающие.

Количество нагнетательных скважин увеличивается по мере развития системы заводнения. Скважины могут переходить из одной группы в другую.

Помимо рассмотренных абсолютных показателей, выражающих количественно добычу нефти, воды и газа, используют и относительные, характеризующие процесс извлечения продуктов пласта в долях от запасов нефти.

Темп отбора от НИЗ. Из курса геологии вам известно такое понятие, как начальные извлекаемые запасы нефти (НИЗ). При анализе разработки любого объекта используются такие показатели, как темп отбора от НИЗ и степень выработки НИЗ. Темп разработки Z(t), изменяющийся во времени t, равен отношению текущей добычи нефти Q_H(t) к извлекаемым запасам месторождения

Этот показатель изменяется во времени, отражая влияние на процесс разработки всех технологических операций, осуществляемых на месторождении, как в период его освоения, так и в процессе регулирования.

Из формулы видно, что изменение во времени темпа разработки происходит аналогично изменению добычи нефти. Для характеристики системы разработки очень часто используется понятие максимального темпа разработки Z_max

, где

Аналогично определяется темп отбора жидкости

Темп разработки является мерой активности системы разработки.

Степень выработки начальных извлекаемых запасов нефти (НИЗ) – отношение накопленной добычи нефти к НИЗ. При чем сопоставление величины текущей обводненности продукции скважин со значением степени выработки запасов может нам косвенно указывать на то, достаточно ли благополучно разрабатывается объект. Что это значит: при равенстве этих показателей можно говорить о корректной разработке объекта.

Если степень выработки отстает по своей величине от обводненности продукции скважин, то необходимо применять меры по устранению этого. Анализ показателей разработки во времени позволит сделать нам вывод либо для применения технологий по интенсификации добычи нефти, либо о масштабном воздействии той или иной технологией на изменение динамики разработки.

Нефтеотдача. Величина запасов нефти той или иной залежи связана со степенью извлечения нефти из недр, которая представляет собой отношение возможной суммарной добычи нефти к балансовым (геологическим) запасам нефти в пласте.

Это отношение, называемое коэффициентом нефтеизвлечения или нефтеотдачи, имеет вид:

, , где

η_пр – проектный коэффициент нефтеизвлечения

η – текущий или фактический коэффициент нефтеизвлечения

Q_изв – извлекаемые запасы нефти

Q_бал – балансовые запасы нефти

∑Q_н – накопленный отбор нефти

В идеальном случае коэффициент нефтеотдачи стремится достичь величины коэффициента вытеснения, т.е. того значения, которое максимально возможно извлечь из пласта с конкретными геолого-физическими характеристиками. Но так как процесс вытеснения нефти зависит от многих факторов: структуры и характеристики коллектора, неоднородности, свойств, насыщающей его нефти, системы размещения скважин, сетки скважин, то нефтеотдачу можно представить в виде:

Коэффициент вытеснения – отношение количества нефти, вытесненной при длительной интенсивной промывке порового пространства, куда проник рабочий агент (вода) к начальном количеству нефти в том же объеме. Определяется экспериментально на керне.

Коэффициент охвата заводнением – отношение количества нефти, вытесненного из промытого объема порового пространства, в который прошла закачиваемая или законтурная вода при промывке его до заданной обводненности продукции скважин, к количеству нефти, вытесненному из того же объема при полной его промывке, т.е. к количеству нефти, определяемому коэффициентом вытеснения.

Коэффициент охвата пласта процессом вытеснения – это отношение суммы объемов коллекторов, охваченных процессом вытеснения нефти, к общему объему коллекторов, содержащих нефть.

Нефтеотдача определяется не только для одного пласта, объекта, но и для месторождения в целом, для группы месторождений и даже no нефтедобывающему региону и по стране.

Конечная нефтеотдача определяется не только возможностями технологии разработки нефтяных месторождений, но и экономическими условиями.

Давление на устье добывающих скважин. Задается исходя из требований обеспечения сбора и транспорта нефти, газа и воды от устья скважин к нефтепромысловым установкам.

Пластовая температура. Это природный фактор. Может изменяться за счет закачки в пласт больших объемов холодной воды или наоборот теплоносителей пара, горячей воды.

Все показатели, присущие данной технологии извлечения нефти из недр взаимосвязаны между собой, изменение одних показателей разработки влечет за собой изменение других.

Источник

Что такое водонефтяной фактор

ТЕХНОЛОГИЯ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ И

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ

Технологией разработки нефтяных месторождений называется совокупность способов, применяемых для извлечения нефти из недр.

Разработка каждого нефтяного месторождения характеризуется определен-ными технологическими показателями:

1. Добыча нефти и жидкости

Характерный вид динамики добычи. Процесс

разработки нефтяных месторождений можно

условно разделить на 4 стадии:

1-я стадия – это период нарастания добычи нефти в процессе разбуривания залежи, обустройства месторождения, ввода скважин и промысловых сооружений в эксплуатацию.

3-я стадия – характеризуется резким падением добычи нефти и значительным ростом обводненности продукции скважин. Эта стадия часто называется поздней стадией разработки.

4-я стадия – называется также конечной стадией разработки нефтяного месторождения. Для нее характерно сравнительно медленное, постепенное падение добычи нефти, высокая обводненность продукции скважин.

При разработке нефтяного месторождения вместе с нефтью и газом из пласта добывается вода. Добыча жидкости – это суммарная добыча нефти и воды.

Добыча жидкости всегда больше добычи нефти. На 3-й и 4-й стадии разработки добыча жидкости в несколько раз превышает добычу нефти.

qн в 1 м 3 = 6,29 баррель

Обводненность добываемой продукции измеряется в %.

Водонефтяной фактор ВНФ = qв

2. Фонд скважин. Скважины представляют собой основную составляющую системы разработки нефтяных месторождений, из них добывается нефть и попутные компоненты, они служат для получения всей информации о залежи, для управления процессом разработки. Скважины по своему назначению подразделяются на следую-щие основные группы: добывающие, нагнетательные, специальные и вспомогатель-ные.

Добывающие скважины составляют наибольшую часть фонда скважин. Предназначены для добычи нефти, газа и попутных компонентов.

Нагнетательные скважины предназначены для закачки в пласт различных агентов (воды, газа, пара) с целью обеспечения эффективной разработки залежей нефти.

Специальные скважины предназначены для проведения различного рода исследования с целью изучения параметров и состояния разработки залежей место-рождений. Среди них выделяют две подгруппы – оценочные и контрольные. Первые бурят для оценки нефтегазонасыщенности пластов. Вторые подразделяются на пьезометрические и наблюдательные.

Вспомогательные скважины подразделяют на водозаборные и поглощающие.

Количество нагнетательных скважин увеличивается по мере развития системы заводнения. Скважины могут переходить из одной группы в другую.

3. Темп разработки нефтяных месторождений. Темп разработки Z (t), изменяющийся во времени t, равен отношению текущей добычи нефти Qн (t) к извлекаемым запасам месторождения.

Из формулы видно, что изменение во времени темпа разработки происходит аналогично изменению добычи нефти. Для характеристики системы разработки очень часто используется понятие максимального темпа разработки Z mах

Qн mах – обычно добыча нефти во II период разработки.

Аналогично определяется темп отбора жидкости

Темп разработки является мерой активности системы разработки.

4. Нефтеотдача – отношение количества извлеченной из пласта нефти к начальным ее запасам в пласте.

Qбал – геологические или балансовые запасы нефти.

Различают текущую и конечную нефтеотдачу. Под текущей нефтеотдачей понимают отношение количества извлеченной из пласта нефти на данный момент разработки пласта к ее начальным запасам. Конечная нефтеотдача – отношение количества добытой нефти в конце разработки к начальным запасам.

Нефтеотдача = коэффициент нефтеизвлечения, коэффициент нефтеотдачи.

Нефтеотдачу можно представить в виде:

h ₁ – коэффициент вытеснения нефти из пласта, показывающий полноту извлече-ния нефти из охваченного заводнением объема залежи;

h ₂ – коэффициент охвата, показывающий долю объема залежи, охваченного процессом заводнения.

Нефтеотдача определяется не только для одного пласта, объекта, но и для месторождения в целом, для группы месторождений и даже по нефтедобывающему региону и по стране.

Конечная нефтеотдача определяется не только возможностями технологии разработки нефтяных месторождений, но и экономическими условиями.

5. Добыча газа. Она зависит от содержания газа в пластовой нефти, характеризуется газовым фактором.

6. Расход нагнетательных в пласт агентов и их извлечение вместе с нефтью и газом. При осуществлении различных технологических процессов извлечения нефти и газа из недр в пласт закачивается вода, вода с добавками хим. реагентов, газ и другие вещества. Расход этих веществ может применяться в процессе разработки месторождения.

7. Распределение давления в пласте. В процессе разработки нефтяных месторождений давление в пласте постоянно изменяется. На отдельных участках пласта оно будет различным. В районе нагнетательных скважин будет повышенное давление, в районе добывающих – пониженное. Для оценки используют среднее или средневзвешенное по площади давление. В качестве показателей разработки используют давления в характерных точках пласта – на забоях нагнетательных скважин – Рн, на забоях добывающих скважин – Рс.

Важно определять также перепады давлений между

забоями нагнетательных и добывающих скважин,

8. Давление на устье добывающих скважин.

Задается исходя из требований обеспечения сбора и транспорта нефти, газа и воды от устья скважин к нефтепромысловым установкам.

9. Пластовая температура. Это природный фактор. Может изменяться за счет закачки в пласт больших объемов холодной воды или наоборот теплоносителей пара, горячей воды.

Все показатели, присущие данной технологии извлечения нефти из недр взаимосвязаны между собой, изменение одних показателей разработки влечет за собой изменение других.

Источник

Технология и показатели разработки

Технологией разработки нефтяных месторождений называется совокупность способов, применяемых для извлечения нефти из недр. В данном выше понятии системы разработки в качестве одного из определяющих ее факторов указано наличие или отсутствие воздействия на пласт. От этого фактора зависит необходимость бурения нагнетательных скважин. Технология же разработки пласта не входит в определение системы разработки. При одних и тех же системах можно использовать различные технологии разработки месторождений. Конечно, при проектировании разработки месторождения необходимо учитывать, какая система лучше соответствует избранной технологии, и при какой системе разработки могут быть наиболее легко получены заданные показатели.

Разработка каждого нефтяного месторождения характеризуется определенными показателями. Рассмотрим общие показатели, присущие всем технологиям разработки. К ним можно отнести следующие.

Д о б ы ч а н е ф т и — основной показатель, суммарный по всем добывающим скважинам, пробуренным на объект в единицу времени, и среднесуточная добыча приходящаяся на одну скважину. Характер изменения во времени этих показателей зависит не только от свойств пласта и насыщающих его жидкостей, но и от технологических операций, осуществляемых на месторождении на различных этапах разработки

Добыча жидкости — суммарная добыча нефти и воды в единицу времени. Из скважин в чисто нефтеносной части залежи в течение какого-то времени безводного периода эксплуатации скважин добывают чистую нефть. По большинству месторождений рано или поздно продукция их начинает обводняться. С этого момента времени добыча жидкости превышает добычу нефти.

Добыча газа . Этот показатель зависит от содержания газа в пластовой нефти, подвижности его относительно подвижности нефти в пласте, отношения пластового давления к давлению насыщения, наличия газовой шапки и системы разработки месторождения. Добычу газа характеризуют с помощью газового фактора, т. е. отношения объема добываемого из скважины за единицу времени газа, приведенного к стандартным условиям, к добыче за ту же единицу времени дегазированной нефти. Средний газовый фактор как технологический показатель разработки определяют по отношению текущей добычи газа к текущей добыче нефти.

При разработке месторождения с поддержанием пластового давления выше давления насыщения газовый фактор остается неизменным и поэтому характер изменения добычи газа повторяет динамику добычи нефти. Если же в процессе разработки пластовое давление будет ниже давления насыщения, то газовый фактор изменяется следующим образом. Во время разработки на режиме растворенного газа средний газовый фактор вначале увеличивается, достигает максимума, а затем уменьшается и стремится к нулю при пластовом давлении, равном атмосферному. В этот момент режим растворенного газа переходит в режим гравитационный.

Рассмотренные показатели отражают динамическую характеристику процесса извлечения нефти, воды и газа. Для характеристики процесса разработки за весь прошедший период времени используют интегральный показатель — накопленную добычу. Накопленная добыча нефти отражает количество нефти, добытое по объекту за определенный период времени с начала разработки, т. е. с момента пуска первой добывающей скважины.

Накопленная добыча нефти

, (1.8)

где — время разработки месторождения; -текущее время.

В отличие от динамических показателей накопленная добыча может только увеличиваться. Со снижением текущей добычи темп увеличения соответствующего накопленного показателя уменьшается. Если текущая добыча равна нулю, то рост накопленного показателя прекращается, и он остается постоянным.

Помимо рассмотренных абсолютных показателей, выражающих количественно добычу нефти, воды и газа, используют и относительные, характеризующие процесс извлечения продуктов пласта в долях от запасов нефти.

Текущая нефтеотдача выражает отношение накопленной добычи нефти в данный период эксплуатации месторождения к его геологическим запасам

. (1.9)

Конечная нефтеотдача – это отношение извлекаемых запасов месторождения к геологическим

. (1.10)

Конечная нефтеотдача характеризует в конечном итоге качество и эффективность разработки данного месторождения.

Темп разработки — отношение годовой добычи нефти к извлекаемым запасам, выражается в процентах.

(1.11)

Этот показатель изменяется во времени, отражая влияние на процесс разработки всех технологических операций, осуществляемых на месторождении, как в период его освоения, так и в процессе регулирования.

На рис. 2 приведены кривые, характеризующие темп разработки во времени по двум месторождениям с различными геолого-физическими свойствами. Судя по приведенным зависимостям, процессы разработки этих месторождений существенно отличаются. По кривой 1 можно выделить четыре периода разработки, которые будем называть стадиями.

П е р в а я с т а д и я (стадия ввода месторождения в эксплуатацию), когда происходит интенсивное бурение скважин основного фонда, темп разработки непрерывно увеличивается и достигает максимального значения к концу периода. На ее протяжении добывают, как правило, безводную нефть. Длительность ее зависит от размеров месторождения и темпов бурения скважин, составляющих основной фонд.

Достижение максимального годового отбора извлекаемых запасов нефти не всегда совпадает с окончанием бурения скважин. Иногда оно наступает раньше срока разбуривания залежи.

В т о р а я с т а д и я (стадия поддержания достигнутого максимального уровня добычи нефти) характеризуется более или менее стабильными годовыми отборами нефти. В задании на проектирование разработки месторождения часто указывают именно максимальную добычу нефти, год, в котором эта добыча должна быть достигнута, а также продолжительность второй стадии.

Основная задача этой стадии осуществляется путем бурения скважин резервного фонда, регулирования режимов скважин и освоения в полной мере системы заводнения или другого метода воздействия на пласт. Некоторые скважины к концу стадии перестают фонтанировать, и их переводят на механизированный способ эксплуатации (с помощью насосов).

Третья стадия (стадия падающей добычи нефти) характеризуется интенсивным снижением темпа разработки на фоне прогрессирующего обводнения продукции скважин при водонапорном режиме и резким увеличением газового фактора при газонапорном режиме. Практически все скважины эксплуатируются механизированным способом. Значительная часть скважин к концу этой стадии выбывает из эксплуатации.

Рис.2. График изменения темпа разработки во времени

1- месторождение А; 2- месторождение В; I, II, III, IV –стадии разработки

Ч е т в е р т а я с т а д и я (завершающая стадия разработки) характеризуется низкими темпами разработки. Наблюдаются высокая обводненность продукции и медленное уменьшение добычи нефти.

Первые три стадии, в течение которых отбирают от 70 до 95% от извлекаемых запасов нефти, образуют основной период разработки. На протяжении четвертой стадии извлекают оставшиеся запасы нефти. Однако именно в этот период, характеризующий в целом эффективность реализованной системы разработки, определяют конечное значение количества извлекаемой нефти, общий срок разработки месторождения и добывают основной объем попутной воды.

Как видно из рисунка 2 (кривая 2), для некоторых месторождений характерно, что следом за первой стадией наступает стадия падения добычи нефти. Иногда это происходит уже в период ввода месторождения в разработку. Такое явление характерно для месторождений с вязкими нефтями или тогда, когда к концу первой стадии были достигнуты высокие темпы разработки порядка 12 — 20%/год и более. Из опыта разработки следует, что максимальный темп разработки не должен превышать 8 — 10 % год, а в среднем за весь срок разработки величина его должна быть в пределах 3 — 5 %/год.

Отметим еще раз, что описанная картина изменения добычи нефти из месторождения в процессе его разработки будет происходить естественно в том случае, когда технология разработки месторождения и, может быть, система разработки останутся неизменными во времени. В связи с развитием методов повышения нефтеотдачи пластов на какой-то стадии разработки месторождения, скорее всего на третьей или четвертой, может быть применена новая технология извлечения нефти из недр, вследствие чего снова будет расти добыча нефти из месторождения.

В практике анализа и проектирования разработки нефтяных месторождений используют также показатели, характеризующие темпы отбора запасов нефти во времени: темп отбора балансовых запасов и темп отбора остаточных извлекаемых запасов . По определению

(1.12)

где — годовая добыча нефти по месторождению в завиcимости от времени разработки; — балансовые запасы нефти.

Если (1.11) — темп разработки, то связь между и выражается равенством

, (1.13)

где — нефтеотдача к концу срока разработки месторождения.

Темп отбора остаточных извлекаемых запасов нефти

, (1.14)

где — накопленная добыча нефти по месторождению в зависимости от времени разработки

Выведем формулу, связывающую показатели и . Из (1.14) следует

Продифференцировав по времени обе части этого равенства, получим

.

Учитывая, что , получим следующее выражение:

. (1.15)

Подставив в последнее равенство выражение для , будем иметь

(1.16)

Дифференциальное уравнение (1.16) позволяет вычислять значения при известных .

Рассмотрим интегральный показатель процесса добычи нефти:

, (1.17)

где — коэффициент использования извлекаемых запасов. Его значение непрерывно возрастает, стремясь к единице. Действительно, при

, (1.18)

так как добыча нефти к концу разработки становится равной извлекаемым запасам.

По аналогии текущую нефтеотдачу или коэффициент отбора балансовых запасов определяют из выражения

. (1.19)

К концу разработки месторождения, т. е. При , нефтеотдача

. (1.20)

Обводненность продукции — отношение дебита воды к суммарному дебиту нефти и воды. Этот показатель изменяется во времени от нуля до единицы:

. (1.21)

Характер изменения показателя зависит от ряда факторов. Один из основных — отношение вязкости нефти к вязкости воды в пластовых условиях :

, (1.22)

где и — динамическая вязкость соответственно нефти и воды.

При разработке месторождений с высоковязкими нефтями вода может появиться в продукции некоторых скважин с начала их эксплуатации. Некоторые залежи с маловязкими нефтями разрабатываются длительное время с незначительной обводненностью. Граничное значение между вязкими и маловязкими нефтями изменяется от 3 до 4.

На характер обводнения продукции скважин и пласта влияют также послойная неоднородность пласта (с увеличением степени неоднородности сокращается безводный период эксплуатации скважин) и положение интервала перфорации скважин относительно водонефтяного контакта.

Опыт разработки нефтяных месторождений свидетельствует о том, что при небольшой вязкости нефти более высокая нефтеотдача достигается при меньшей обводненности. Следовательно, обводненность может служить косвенным показателем эффективности разработки месторождения. Если наблюдается более интенсивное по сравнению с проектным обводнение продукции, то это может служить показателем того, что залежь охвачена процессом заводнения в меньшей степени, чем предусматривалось.

Темп отбора жидкости — отношение годовой добычи жидкости в пластовых условиях к извлекаемым запасам нефти, выражается в %/год.

Если динамика темпа разработки характеризуется стадиями, то изменение темпа отбора жидкости во времени происходит следующим образом. На протяжении первой стадии отбор жидкости по большинству месторождений практически повторяет динамику темпа их разработки. Во второй стадии темп отбора жидкости по одним залежам остается постоянным на уровне максимального, по другим — уменьшается, а по третьим — возрастает. Такие же тенденции в еще большей степени выражены в третьей и четвертой стадиях. Изменение темпа отбора жидкости зависит от водонефтяного фактора, расхода нагнетаемой в пласт воды, пластового давления и пластовой температуры.

Водонефтяной фактор — отношение текущих значений добычи воды к нефти на данный момент разработки месторождения, измеряется в . Этот параметр, показывающий, сколько объемов воды добыто на 1 тонну полученной нефти, является косвенным показателем эффективности разработки и с третьей стадии разработки начинает быстро нарастать. Темп его увеличения зависит от темпа отбора жидкости. При разработке залежей маловязких нефтей в конечном итоге отношение объема добытой воды к добыче нефти достигает единицы, а для вязких нефтей увеличивается до 5 — 8 м 3 /т и в некоторых случаях достигает 20 м 3 /т.

Расход нагнетаемых в пласт веществ. При осуществлении различных технологий с целью воздействия на пласт используют различные агенты, улучшающие условия извлечения нефти из недр. Закачивают в пласт воду или пар, углеводородные газы или воздух, двуокись углерода и другие вещества. Темп закачки этих веществ и их общее количество, а также темп их извлечения на поверхность с продукцией скважин — важнейшие технологические показатели процесса разработки.

Пластовое давление. В процессе разработки давление в пластах, входящих в объект разработки, изменяется по сравнению с первоначальным. Причем, на различных участках площади оно будет неодинаковым: вблизи нагнетательных скважин максимальным, а вблизи добывающих — минимальным. Для контроля за изменением пластового давления используют средневзвешенную по площади или объему пласта величину. Важные показатели интенсивности гидродинамического воздействия на пласт — давления на забоях нагнетательных и добывающих скважин. По разнице между этими величинами определяют интенсивность потока жидкости в пласте.

Давление на устье добывающих скважин устанавливают и поддерживают исходя из требований обеспечения сбора и внутрипромыслового транспорта продукции скважин.

Пластовая температура. В процессе разработки этот параметр изменяется в результате дроссельных эффектов в призабойных зонах пласта, закачки в пласт теплоносителей, создания в нем движущегося фронта горения.

Источник