13. Этапы разработки нефтяных месторождений.

Для изучения процесса разработки нефтяных и газовых месторождений и анализа основных показателей весь срок разработки подразделяют на этапы или стадии.

Под стадией разработки понимается период разработки, характеризующийся закономерным изменением основных показателей разработки.

Различают четыре стадии разработки нефтяной залежи:

1. Нарастающая добыча нефти (4-6 лет);

2. Стабилизация добычи нефти (5-7 лет);

3. Падающая добыча нефти (8-12 лет);

4. Поздняя эксплуатация залежи (20-25 лет).

I стадия.

На I стадии нарастание объема добычи нефти обеспечивается в основном введением в разработку новых нефтедобывающих скважин в условиях высоких пластовых давлений. Обычно в этот период разработки основным способом добычи нефти является фонтанный. Обводненность отсутствует, добывается безводная нефть, наблюдается некоторое падение пластового давления. В случае быстрого падения пластового давления и его приближения к давлению насыщения начинают поддерживать пластовое давление закачкой воды или газа в пласт.

Себестоимость 1 т нефти в этот период сравнительно высокая в связи со строительством новых скважин, обустройством промысла. Продолжительность периода зависит от величины извлекаемых промышленных запасов; размеров месторождения и величины пластового давления; толщины и числа продуктивных горизонтов; свойств продуктивных пород и самой нефти; наличия средств для разработки месторождения и др. В среднем этот период длится около 4 – 6 лет.

1 — годовой объем добычи нефти Q_н;

2 — годовой объем закачки воды Q_з;

3 — годовой объем добычи воды Q_в;

4 — пластовое давление P_ПЛ;

5 — газовый фактор G_о.

После разбуривания основного фонда скважин начинается II стадия – стабилизация добычи нефти, которая характеризуется постоянством уровня добычи нефти и минимальной себестоимостью. На этом этапе фонтанные скважины переводятся на механизированный способ добычи за счет прогрессирующей обводненности скважин. Падение добычи нефти в этот период сдерживается вводом новых добывающих скважин резервного фонда. Продолжительность второго этапа зависит от темпов отбора нефти из месторождения, величины извлекаемых запасов нефти, обводненности продукции скважин и возможности подключения в разработку других горизонтов месторождения. В конце второго этапа увеличение объемов закачиваемой воды для ППД не оказывает ощутимого влияния на объемы добычи нефти, и ее уровень начинает снижаться. Обводненность нефти в конце данного периода может достигать 50 %. Продолжительность периода составляет около 5–7 лет. Себестоимость добычи нефти в этот период является наиболее низкой.

Для продления II стадии проводят работы по воздействию на призабойные зоны пластов нефтяных и нагнетательных скважин с целью увеличения продуктивности скважин, работы по изоляции притоков пластовых вод и креплению неустойчивых пород призабойной зоны пластов и др. В течение I и II стадий разработки отбирается 40 – 70 % извлекаемых запасов нефти; обе стадии составляют основной период разработки.

III стадия – падающая добыча нефти характеризуется падением уровня добычи нефти и увеличением добычи пластовой воды. Этот этап заканчивается при достижении 80-90 % обводненности. В этот период все скважины работают на механизированных способах добычи, отдельные скважины выводятся из работы в связи с предельной обводненностью. Ежегодно добыча нефти снижается на 10 – 15 %. Из-за значительного уменьшения отборов нефти пластовое давление несколько стабилизируется. Себестоимость 1 т нефти в этот период начинает возрастать в связи со строительством и вводом в эксплуатацию установок по обезвоживанию и обессоливанию нефти. В этот период проводятся основные мероприятия по увеличению дебитов скважин (различные воздействия на ПЗП нефтяных и нагнетательных скважин – ГРП, СКО). Применяют методы увеличения нефтеотдачи пластов. Скорость обводнения скважин при разработке залежей зависит от отношения вязкостей нефти и воды: μ_о = μ_н/μ_в . Поэтому проводят работы по уменьшению значения μ_о путем загущения закачиваемой воды в пласт, например, добавкой в нее полиакриламида (ПАА). Продолжительность данного периода составляет около 8-12 лет. В течение I, II и III стадий разработки проектируют отбор основных запасов нефти, составляющий 80 – 90 % от промышленных запасов.

IV стадия – поздняя эксплуатация залежи, характеризуется сравнительно низкими объемами отбора нефти и большими отборами воды. Обводненность продукции достигает 90-95 % и более. Для увеличения коэффициента нефтеотдачи на этом этапе применяются различные методы, улучшающие извлечение оставшейся пленочной нефти из пласта. Этот период может длиться очень долго – 20-25 лет, до рентабельности разработки месторождения.

В целом, общая продолжительность разработки любого нефтяного месторождения составляет от начала до конечной рентабельности 40 – 50 лет.