- •«Основы разработки нефтяных месторождений»
- •I. Разработка нефтяных месторождений:
- •II. Методы увеличения нефтеотдачи пластов (Регулирование разработки нефтяных месторождений):
- •Предмет и содержание курса. Связь рнм с другими дисциплинами
- •Основные показатели рнм
- •Понятие о рациональной системе разработки
- •Безусловное выполнение плана по добыче нефти
- •Максимально-возможный (при существующей технике и технологии) текущий и конечный коэффициент нефтеотдачи
- •Минимальные народно-хозяйственные затраты
- •Стадии разработки нефтяных месторождений
- •Системы разработки месторождений
- •Выбор объекта разработки
- •Системы разработки многопластовых месторождений
- •Одновременная во времени разработка объектов:
- •Последовательная во времени разработка объектов:
- •Выбор способа регулирования баланса и использования пластовой энергии
- •Выбор темпов бурения скважин
- •Выбор последовательности бурения скважин Порядок бурения и вода в разработку скважин:
- •Выбор геометрии расположения скважин на площади
- •Выбор плотности сетки скважин
- •Выбор системы заводнения
- •I. Законтурное заводнение
- •II. Приконтурное заводнение
- •III. Внутриконтурное заводнение
- •Выбор доли скважин основного и резервного фонда
- •Геологические основы разработки месторождений
- •Иерархические уровни движения исходной геологической информации
- •Виды неоднородности геолого-физических свойств продуктивных пород. Учет и отображение неоднородности
- •Классификация неоднородности
- •I. Литолого-фациальная неоднородность продуктивного пласта:
- •II. Неоднородность по физическим (коллекторским) свойствам пласта:
- •III. Неоднородность, применяемая в гидродинамических расчетах:
Безусловное выполнение плана по добыче нефти
Максимально-возможный (при существующей технике и технологии) текущий и конечный коэффициент нефтеотдачи
Минимальные народно-хозяйственные затраты
Это довольно трудно добиться (Пример):
Небольшое количество скважин – большие расстояния между скважинами - наименьшая степень взаимодействия – высокий дебит одной скважины – минимальные затраты на бурение и обустройство – общий дебит всех скважин снижается – увеличивается срок разработки – низкий коэффициент нефтеотдачи
Максимальный коэффициент нефтеотдачи – плотная сетка скважин большие народно-хозяйственные затраты
Установление рациональной системы разработки осуществляют в следующей последовательности:
1. Определяют исходные геолого-физические параметры
2. Вычисляют технологические показатели с помощью гидродинамических расчетов для различных вариантов систем разработки
3. Проводят оценку экономической эффективности различных вариантов систем разработки
4. Выбирают наиболее рациональный вариант на основе сопоставления геолого-технических и экономических показателей
Стадии разработки нефтяных месторождений
Процесс добычи нефти продолжается десятки лет и проходит через ряд стадий, отличающихся между собой новым качественным состояние залежи.
Стадия разработки – это период процесса разработки, характеризующийся определенными закономерностями изменения технологических и технико-экономических показателей.
Разделяют четыре (основные) стадии РНМ.
Первая стадия (освоение эксплуатационного объекта)
Интенсивный рост добычи нефти (Qн = 1 -2% Qбз)
Интенсивный рост основного фонда скважин (n1 = 0,6 – 0,8 nоф)
Падение пластового давления
Небольшая обводненность продукции:
а) nв = 3 - 4% при µн <5 мПас
б) nв = 35% при µн >35 мПас
5. Коэффициент нефтеотдачи = 10%
6. Срок стадии = 4-6 лет
Вторая стадия (поддержание высокого уровня добычи нефти)
Стабильно высокий уровень добычи нефти
Рост числа скважин до максимального от основного фонда
Рост обводненности продукции:
а) nв = 2 - 3% в год при µн <5 мПас
б) nв = 7% в год при µн >20 мПас
4. Отключение небольшой части обводненных скважин
5. Текущий коэффициент нефтеотдачи = 30 – 35%
(Грань между 2 и 3 стадиями определяют по излому кривой добычи нефти)
Третья стадия (интенсивное снижение добычи нефти)
Интенсивное снижение добычи нефти:
а) на 10-20% при µн <5 мПас
б) на 3-10% при µн >20 мПас
2. Снижение темпов отбора нефти
3. Уменьшение действующего фонда скважин
4. Перевод подавляющего числа скважин на механизированный способ эксплуатации
5. Прогрессирующее обводнение продукции до 80 – 85% с годовым темпом 7 – 8 %
6. Текущий коэффициент нефтеотдачи:
а) 40-45% при µн <5 мПас
б) 20-30% при µн >20 мПас
7. Срок стадии = 5-10 лет
(Грань между 3 и 4 стадиями определяют по точке перегиба кривой обводненности и кривой добычи нефти)
Четвертая стадия (плавное снижение добычи нефти)
Медленное снижение темпов отбора нефти
Большие темпы отбора жидкости
Низкие темпы роста обводненности
Уменьшение действующего фонда скважин
Продолжительный срок стадии (≥20 лет)
Завершение четвертой стадии разработки – момент отключения самой последней добывающей скважины:
- до обводненности продукции 95 -98%
- до предела рентабельности разработки