17. Характеристики и показатели рнм.

Разработка каждого нефтяного месторождения характеризуется определенными показателями. К общим показателям, присущим всем технологиям разработки можно отнести следующие:

1. текущая годовая добыча нефти и жидкости;

2. начальные балансовые запасы (НБЗ):

где: К – пересчётный коэффициент;

S_н – нефтенасыщенность;

3. начальные извлекаемые запасы (НИЗ):

где:  – коэф-т нефтеизвлечения;

4. темп отбора:

Максимальный темп – 4-5%.

5. накопленный отбор нефти и накопленный отбор нефти от НИЗ указывают на стадию разработки месторождения;

6. текущий КИН:

18. Ввод месторождения в разработку. Стадии рнм.

Мест-е вводится в разработку не сразу, а постепенно согласно плану (ковру) бурения. При этом темп ввода месторож­дения в разработку существенно влияет на ее показатели. Для количест­венной оценки влияния этого темпа будем считать, что за проме­жуток времени  в разработку вводится некоторое число элемен­тов системы n_э. Если в элементе извлекаемые за­пасы нефти равны N_э, а число скважин n_э, то параметр А. П. Крылова для одного элемента составит:N_{э кр} = N_э / n_э.

Обозначим темп или скорость ввода элементов в разработку через (). Имеем:() = n_э / .

Получим:N_э = N_{э кр} n_э = N_{э кр} ().

Введем понятие о темпе разработки элемента z_э(t), равном от­ношению текущей добычи нефти из скважин элемента к из­влекаемым запасам нефти в данном элементе, так что:Z_э() = q_{н э} ()/N_э.

Темп разработки элемента изменяется во времени. Если за мо­мент  к некоторому моменту времени t в разработку было введено n_э элементов, то для добычи нефти из них получаем следующее выражение:q_н = N_эz_э (t - ) = N_{э кр} () z_э (t - )

В формуле темп разработки элемента z_э берется средним за промежуток времени t - . Добыча нефти из месторождения в целом в момент времени t опреде­лится следующим образом: .

19. Модели пластов и их типы

Модель пласта — это система количественных представлений о его геолого-физических свойствах, используемая в расчетах разработки нефтяного месторождения. Модель разработки месторождения состоит из геологической модели пласта и модели процесса разработки. Модель пл-та-эта система колич-ных представлений или схема о его геологическом строении и геолого-физических св-вах.

Типы моделей пластов

Нефтяные месторождения как объекты природы обладают весьма разнообразными свойствами. Одна из основных особенностей нефтегазосодержащих пород — различие коллекторских свойств (пористости, проницаемости) на отдельных участках пластов. Эту пространственную изменчивость свойств пород-коллекторов нефти и газа называют литологической неоднородностью пластов.

Вторая основная особенность нефтегазоносных коллекторов — наличие в них трещин, т. е. трещиноватость пластов.

Модели пластов с известной степенью условности подразде­ляют на детерминированные и вероятностно-статистические.

Детерминированные модели — это такие модели, в которых стремятся воспроизвести как можно точнее фактическое строение и свойства пластов. Другими словами, детерминированная модель при все более детальном учете особенностей пласта должна стать похожей на «фотографию» пласта. Н-р, на рис.1. показан в плане реальный пласт с отдельными участками пористостью m_i и проницаемостью k_i. В действительности строение пласта, показанного на этом рисунке, более сложное. Однако с определенной степенью точности схему этого пласта можно считать его расчетной моделью.

Рис.1. Схема детерминированной модели пласта с участками различной пористости и проницаемости:

1 – условный контур нефтеносности; 2 – участок пласта с пористостью пород m_i и проницаемостью k_i; 3 – границы участков пласта с различными пористостью и проницаемостью

Вероятностно - статистические модели не отражают детальные особенности строения и свойства пластов. При их использовании ставят в соответствие реальному пласту некоторый гипотетический пласт, имеющий такие же вероятностно-статистические характеристики, что и реальный. Различают:

1. Модель однородного пласта. В этой модели основные па­раметры реального пласта (пористость, проницаемость), изме­няющиеся от точки к точке, усредняют. Иногда пласт считают анизотропным. При этом принимают, что проницаемость пласта по вертикали (главным образом вследствие напластования) отличается от его проницаемости по горизонтали. Модель однородного в вероятностно-статистическом смысле пласта используют для пластов с действительной небольшой неоднородностью.

2. Модель слоистого пласта. Эта модель представляет собой структуру (пласт), состоящую из набора слоев с пористостью m_i и проницаемостью k_i (рис.2). При этом считают, что из всей толщины пласта h слои с пористостью в пределах m_i и проницаемостью в пределах k_i, составляют часть h_i.

Рис.2. Модель слоистого пласта

3. Модель трещиноватого пласта. Если нефть в пласте залегает в трещинах, разделяющих непористые и непроницаемые блоки породы, то модель такого пласта может быть представлена в виде набора непроницаемых кубов, грани которых равны l_*, разделенных щелями шириной b_*.. Реальный пласт при этом может иметь блоки породы различной величины и формы, а также трещины различной ширины. Сечение реального пласта площадью S показано на рис.4, где i-я трещина имеет длину l_i и ширину b_i.

Рис.4. Сечение трещиноватого пласта:

1 — трещины; 2 — блоки породы

4. Модель трещиновато-пористого пласта. В реальном пласте, которому соответствует эта модель, содержатся промышленные запасы нефти как в трещинах, так и в блоках, пористых и проницаемых. Эта модель также может быть представлена в виде набора кубов с длиной грани l_*, разделенных трещинами со средней шириной b_*. Фильтрация жидкостей и газов, насыщающих трещиновато-пористый пласт, происходит как по трещинам, так и по блокам. При этом вследствие значительной проницаемости трещин по сравнению с проницаемостью блоков любые изменения давления распространяются по трещинам быстрее, чем по блокам, в результате чего для разработки трещиновато-пористых пластов характерны перетоки жидкостей и газов из блоков в трещины и наоборот.

Рис.5. Сечение модели трещиноватого пласта площадью S:

1 — блоки породы; 2 — трещины

Все перечисленные модели (однородного, слоистого, трещи­новатого и трещиновато-пористого пластов) отнесены к вероят­ностно-статистическому классу. Если же реальный пласт дейст­вительно весьма однородный, соответствующую модель однородного пласта можно считать детерминированной. Однако в природе совершенно однородные пласты встречаются крайне редко.

Первая стадия (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.

Вторая стадия (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, регулировании режимов скважин и освоении 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.

Четвертая стадия (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.

7. газовый фактор;

8. компенсация отбора жидкости закачкой:

9. водонефтяной фактор

10. текущая обводнённость добываемой продукции;

11. действующий фонд скважин;

12. среднесуточный дебит одной скважины по нефти; по жидкости

13. распределение давления и температуры в пласте (в виде карт);

14. давления нагнетания для нагн. скв. и забойные давления для добывающих скважин;

15. распределение скважин по способам эксплуатации.