3. Анализ состояния техники добычи:

а) фонда скважин по способам эксплуатации (разбивка сква­жин на группу по наиболее рациональному способу их эксплуа­тации и определение условий и времени прекращения фонтани­рования скважин, ожидаемого изменения фонда скважин по способам эксплуатации);

б) применяемых методов обработки призабойной зоны (вы­явление осложнений при работе оборудования в добывающих скважинах, вызываемых песком, парафином, агрессивными жидкостями, и определение технического состояния призабой­ной зоны; установление наиболее рациональных применяемых методов обработки и крепления призабойной зоны);

в) применяемых способов, технологии и техники эксплуата­ции скважин и состояния наземного и подземного оборудования (установление возможности применения различных способов эксплуатации и оборудования для предотвращения образования песчаных пробок, отложения парафина, вредного влияния газа; технического состояния и добывных возможностей применяемого оборудования при механизированном способе добычи; выявле­ние наиболее эффективных и экономичных способов добычи и оборудования для подъема жидкости и повышения к. п. д.; оценка пропускной способности насосно-компрессорных труб);

г) систем сбора, подготовки и транспортирования нефти и попутной воды (выявление эффективных систем и их техниче­ского состояния; наиболее эффективных и экономичных процес­сов в системах; ограничений по мощности, пропускной способ­ности и давлениям промысловых и магистральных трубопро­водов) ;

д) систем диспетчеризации и автоматизации контроля и уп­равления работой оборудования и процесса добычи (установ­ление наиболее эффективных и экономичных систем, границ воз­можного и целесообразного их применения; оценка эффективно­сти и технического состояния применяемых систем).

4. Анализ экономических показателей: а) себестоимости (установление динамики, оценка по факторам изменения и по статьям затрат); б) капитальных вложений (установление дина­мики, оценка по направлениям промыслового обустройства и по удельной величине); в) производительности труда (установле­ние динамики производительности труда, численности персонала по категориям и цехам, удельной численности работников, в том числе рабочих); г) рентабельности предприятия (выявление пу­тей повышения рентабельности добычи нефти).

Заключительной составной частью анализа следует рассма­тривать прогноз процесса разработки, связанный с предсказа­нием течения технологических процессов в будущем как при неизменных условиях, так и при проведении работ по регулиро­ванию. Цель его состоит в исследовании тенденций протекания процессов разработки в прежних и новых условиях.

N 35.

Уточнение геолого-физических характеристик пластовой системы

Среди горно-геологических параметров основными являются: 1) геометрия месторождения (форма, площадь и высота место­рождения, расчлененность на отдельные залежи и продуктив­ные пласты, глубина залегания); 2) свойства коллекторов (ем­костные — пористость, нефтенасыщенность; фильтрационные — проницаемость; литологические—гранулометрический состав, удельная поверхность, карбонатность; физические — механиче­ские, теплофизические и др.); 3) физико-химические свойства флюидов; 4) энергетическая характеристика месторождения; 5) величина и плотность запасов нефти.

Залежью называется естественное локальное единичное скоп­ление нефти в одном или нескольких сообщающихся между собой пластах-коллекторах, т. е. в горных породах, способных вмещать в себе и отдавать при разработке нефть. Месторожде­ние — это совокупность единичных залежей нефти, приуроченных к одной или нескольким естественным ловушкам, располо­женным на одной локальной площади. Месторождение может быть одно- или многопластовым. В среднем на одно месторож­дение приходится около трех залежей. Толщина продуктивных пластов изменяется от нескольких метров до десятков, а иногда и сотен метров. Размеры месторождений в среднем составляют: длина 5—10 км, ширина 2—3 км, высота (этаж нефтегазонос-ности) 50—70 м.

Различают одно- и двухфазные залежи, среди которых обычно выделяют: газовые; газоконденсатные; нефтяные с раз­личным содержанием растворенного газа (обычно менее 200— 250 м³/т, а иногда для залежей переходного состояния и более); нефтегазовые при различном соотношении запасов нефти (в нефтяной оторочке) и газа или газоконденсата (в газовой шапке).

Размер и многопластовость месторождений с емкостными свойствами коллекторов определяют в целом величину и плот­ность запасов нефти, а в сочетании с глубиной залегания обус­ловливают выбор системы разработки и способов добычи нефти.

Высокой эффективностью характеризуется добыча нефти из многопластовых месторождений с большими запасами, сосредо­точенными на относительно небольших площадях с отдельными богатыми залежами, т. е. с большой плотностью запасов. По величине извлекаемых запасов (млн. т.) залежи нефти условно и последнее время подразделяют на мелкие (менее 10), средние (10 30), крупные (30—300) и уникальные (более 300). Круп­ным и уникальным месторождениям принадлежит ведущая роль и мироном балансе запасов.

С увеличением глубины залегания месторождения возрас­тают затраты на строительство и оборудование скважин, ослож­няются условия подъема нефти с глубины на поверхность и т, д.

2.