3.6.3. Параметр Крылова. Коэффициент компенсации. Коэффициент обводненности.

Параметром Крылова N_КР называется отношение извлекаемых запасов N к общему числу скважин n:

N_КР = N/n; [N_КР] = тонн/скв.

Физический смысл параметра Крылова это количество извлекаемых запасов, приходящихся на одну эксплуатационную скважину. Грубо говоря, что хочется добыть посредством эксплуатации одной скважины.

Пусть n_р – число резервных скважин, которые бурятся дополнительно к основному фонду с целью вовлечения в разработку частей пласта, неохваченных разработкой, в результате выявившихся в процессе эксплуатационного бурения неизвестных ранее особенностей геологического строения пласта (литологической неоднородности, тектонических нарушений), неньютоновских свойств нефти. Для оценки числа резервных скважин по отношению к запланированному эксплуатационному фонду скважин используют параметр

Коэффициент компенсации определяется отношением объема закаченной в пласт жидкости за определенный период времени V_зак(t), например, с начала разработки или за год, к объему добытой жидкости V_доб(t) за тот же период времени.

Коэффициент компенсации характеризует использование закачиваемой в пласт воды для поддержания пластового давления и последующего вытеснения нефти. Если объем закачиваемой воды значительно превышает объем добываемой жидкости, то часть воды расходуется не рационально, например, уходит в законтурную область или засчет заколонных скважинных перетоков в другие пласты. Если , то режим жесткий упруговодонапорный.

Коэффициент обводненности или обводненность определяется как отношение объема добытой воды к общему объему добытой жидкости или отношение дебита воды к суммарному дебиту воды и нефти. Определяется после разделения продукции на поверхности.

, (3.1)

V_ж=V_в+V_н , q_ж=q_в+q_н

V_ж , V_в, ,V_н – объемы добытой жидкости, воды и нефти за определенный период времени, q_ж , q_в,,q_н – дебиты жидкости, воды и нефти.

3.6.4.Темпы разработки нефтяных месторождений

Темп разработки определяется как:

,

где Q_тек(t) – текущая добыча нефти, N – извлекаемые запасы.

Темп разработки от остаточных запасов

Существует связь между z(t) и (t).

3.6.5. Стадии разработки эксплуатационных объектов (нефтяных месторождений)

П роцесс разработки эксплуатационного объекта нефтяного месторождения можно условно разделить на четыре стадии – I, II, III, IV, рисунки 3.4,3.5.

Рис.3.4. Стадии разработки эксплуатационных объектов

Рис.3.5. Динамика изменения темпов разработки z(t) и (t)

I стадия – происходит разбуривание эксплуатационного объекта месторождения, ввод в эксплуатацию скважин, добыча нефти длится 4-5 лет.

II стадия – характеризуется максимальной добычей нефти, ростом обводненности, переводом скважин на механизированную добычу.

III стадия – происходит резкое снижение текущей добычи нефти, растет обводненности продукции, уменьшение фонда скважин вследствие обводнения. Эта стадия – наиболее трудная для разработки, ее главная задача – замедление снижения темпа добычи нефти. На третьей стадии начинают применять методы увеличения нефтеотдачи.

Первые три стадии составляют основной период разработки.

IV стадия – медленно снижающиеся темпы отбора нефти, высокая, медленно возрастающая обводненность продукции, уменьшение действующего фонда скважин.