1. Опишите основые стадии разработки и их характеристика.

В процессе разработки можно выделить четыре стадии.

Первая стадия характеризуется разбуриванием залежи (эксплуатационного объекта) основным; фондом добывающих и нагнетательных скважин, число которых устанавливается а соответствии с технологической схемой разработки. На этой стадии приступают к освоению систем поддержания пластового давления. Другими словами, первая стадия разработки - это стадия промышленного освоения эксплуатационного объекта (залежи). Она характеризуется резким наращиванием добычи нефти при незначительной обводненности продукции. Для этой стадии характерен в основном фонтанный способ эксплуатации, она заканчивается получением максимального уровня добычи нефти: [.

Вторая стадия - это стадия стабилизации достигнутого максимального отбора нефти, она характеризуется разбуриванием эксплуатационного объекта оставшимися (по проекту) добывающими и нагнетательными скважинами. Скважины в основном эксплуатируются фонтанным способом, но к концу стадии начинается их перевод на механизированный способ эксплуатации. В продукции скважин наблюдается увеличение обводненности, В течение этой стадии пластовое давление начинает стабилизироваться, для этой цел принимаются дополнительные меры по его поддержанию. В течение первой и второй стадии разработки отбирается 40-70 % извлекаемых запасов нефти; обе стадии составляют основной период разработки.

Третья стадия характеризуется значительным снижением добычи нефти. Для нее характерен переход последних из оставшихся фонтанирующих скважин на механизированный способ эксплуатации. В продукции скважин отмечается резкое увеличение ее обводненности, за счет чего часть добывающих скважин выбывает из числа действующих. Ежегодно добыча нефти снижается на 10-15 %. Из-за значительного уменьшения отборов нефти пластовое давление не только стабилизируется, но и постепенно растет. К концу описываемой стадии отбирается 80-90 % извлекаемых запасов нефти.

Четвертая стадия разработки характеризуется небольшими, постепенно снижающимися дебитами нефти. Все добывающие скважины переведены на механизированный способ эксплуатации, продукция отличается высокой обводненностью. Благодаря высокому пластовому давлению создаются условия для форсированного отбора жидкости, что позволяет значительно увеличить отборы жидкости (в 2-3 раза), а следовательно, и добычу нефти. В связи с продолжающимся обводнением дебиты нефти к концу стадии значительно уменьшаются. Четвертая стадия - это завершающая стадия разработки.

Третья и четвертая стадии разработки, характеризующиеся падением добычи нефти, составляют поздний период разработки.

2. 23. Объемный метод подсчета запасов и его возможности.

Для подсчета запасов нефти используют следующие методы: объемный, статистический и материального баланса. В геологопромысловой практике наиболее широко применяется объемный метод. Его можно использовать при подсчете запасов нефти на различных стадиях разведанности и при любом режиме работы залежи.

Существуют несколько вариантов объемного метода: собственно объемный, объемно-статистический, гектарный, объемно-весовой и метод изолиний. Наиболее часто пользуются собственно объемным методом.

Объемный метод подсчета запасов нефти основан на данных о геолого-физической характеристике объектов подсчета и условиях залегания нефти в них.

При подсчете запасов нефти объемным методом используют формулу

Q_изв = Fh k_п k_н ρн Ө η , (4.1)

где Qизв - извлекаемые запасы нефти, т; F - площадь нефтеносности, м²; h - эффективная нефтенасыщенная мощность пласта, м; k_п - коэффициент открытой пористости; k_н – коэффициент нефтенасыщенности; η - коэффициент нефтеотдачи; ρ_н - плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3; Ө - пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти; Ө=1/b (b - объемный коэффициент пластовой нефти).

В этой формуле произведение Fh представляет собой объем залежи; Fh k_п - поровый объем залежи; Fh k_п k_н - объем нефти в порах пласта; Fh k_п k_н η – объем нефти, который может быть поднят на поверхность при существующих способах разработки залежи; ;

Fh k_п k_н η Ө - объем нефти, который может быть извлечен на поверхность с учетом перевода нефти из пластовых в поверхностные условия;

Площадь нефтеносности F определяют на основании данных о положении контуров нефтеносности.

Эффективную нефтенасыщенную мощность h определяют преимущественно по данным промыслово-геофизических методов с учетом опробования и анализа кернов.