Разработка нефтяных и газовых месторождений 11

29

запасы углеводородов в месте своего заложения (чаще всего такое выбытие скважин происходит в конце разработки месторождений).

По технологическим причинам скважины ликвидируют, как правило, в случае наличия в конструкции неустранимого дефекта (смятие колонн, невозможность или нецелесообразность проведения аварийно-ремонтных работ и др.).

11.Что понимается под «мобильностью» фонда скважин?

Фонд скважин каждого эксплуатационного объекта находится в постоянном движении. Скважины могут переходить из одной категории в другую (мобильность фонда скважин); именно поэтому не рекомендуется сразу ликвидировать скважины, выбывающие в бездействие.

Так скважина, изначально пробуренная как поисковая, может вскрыть продуктивный интервал и дать в промышленный приток углеводородов. После чего она будет законсервирована на время проведения проектных и лицензионных работ и далее будет вновь введена в эксплуатацию уже как добывающая.

После выработке запасов в районе своего заложения, она может быть переведена в пьезометрические для контроля пластового давления в зоне отбора. При значительном снижении пластовой энергии в эту же скважину может быть организована закачка агента в целях поддержания пластового давления.

Далее при наличии вышележащих или нижележащих объектов разработки с целью повышения охвата залежи воздействием скважина может быть переведена на них уже как добывающая и т.д.

до ее ликвидации по причине выработки запасов на всех возможных объектах разработки рассматриваемого месторождения.

12.Какие показатели должны быть обязательно представлены на графике разработки?

На графике должны быть приведены кривые изменения: добычи нефти (газа), жидкости,

обводненности продукции, действующего фонда добывающих и нагнетательных скважин, закачка рабочего агента, пластовое давление.

13.Для чего строится график разработки?

График основных технологических параметров разработки составляется для эксплуатационного объекта или месторождения в целом и представляет собой комплекс кривых, отражающих динамику основных годовых показателей разработки.

14.Возможно ли, в первой стадии добывать обводненную нефть?

Консорциум « Н е д р а »

30

Изначально считается, что на первой стадии разработки добывается безводная продукция. До внедрения на месторождении закачки рабочего агента (воды) увеличению обводненности могут способствовать трещиновато-поровый тип коллектора, нефтенасщенность пласта менее 0,7 д.ед.,

наличие водо-нефтяных зон (ВНЗ), массивный тип залежи, высокие темпы отбора, технические причины и т.д.

15.Какая самая длительная стадия по времени?

Вторая стадия – стабилизация добычи нефти. Характеризуется максимальной добычей нефти

(газа). Задача разработчиков состоит в том, чтобы продлить этот период разработки как можно дольше.

16.Какие ГТМ, выполняются на второй стадии разработки?

Приводится характеристика мероприятия, с помощью которых достигается и поддерживается на определенном уровне стабилизация добычи нефти (газа): доразбуривание залежи резервным фондом скважин, мероприятия, направленные на снижение обводненности и увеличение производительности скважин. Производится оценка динамики пластового давления, если закачка рабочего еще не внедрена, то рассматривается возможностьи целесообразность ее организации.

17.По каким показателям разработки проводят разделение на стадии?

Разделение на стадии разработки проводится по 2 показателям: годовой добыче нефти (Qн) или темпу отбора и обводненности добываемой продукции.

18.Дайте определение показателя степени выработки?

Степень выработки – отношение накопленной добычи нефти или газа к начальным извлекаемым запасам, показывает долю отобранных запасов на текущий момент времени от потенциально извлекаемых: СВ=∑Qн/Qизвл.

19.По каким показателям косвенно определяется эффективность разработки?

Косвенно об эффективности разработки на поздней стадии можно судить по соотношению показателей степени выработки и средней обводненности по пласту. Если эти параметры близки между собой, то разработка ведется удовлетворительно. Превышение обводненности над степенью выработки, указывает на недостаточную эффективность разработки, и чем выше это превышение, тем хуже разрабатывается пласт. В случае если степень выработки значительно превышает обводненность необходимо провести уточнение геологического строения залежи и пересчет запасов.

Консорциум « Н е д р а »

31

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1.Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. - М.: «Недра», 1998. – 364 с.

2.Муслимов Р.Х. Нефтеотдача: прошлое, настоящее, будущее. –

Казань.: Академия наук РТ, 2014. – 798 с.

3.Донцов К.М. Разработка нефтяных месторождений. - М.: «Недра»

1986. – 360 с.

4.Бойко В. С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. Учеб. для вузов. М.: Недра, 1990. - 215 с.

5.Лысенко В.Д. Разработка нефтяных месторождений.

Эффективные методы. - М.: «Недра-Бизнесцентр», 2009. – 552 с.

6. Мстиславская Л. П., Павлинич М. Ф., Филиппов В. П. Основы нефтегазового производства: Учеб. пособие. – 3 е изд., испр. и доп. – М.:

ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2005. –

276с.

7.Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов. — М: Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина,

2003. — 816 с.

8.Справочник по добыче нефти / В. В. Андреев, К. Р. Уразаков,

В. У. Далимов и др.; Под ред. К. Р. Уразакова. М.: ООО «Недра-

Бизнесцентр», 2000. - 374 с.

9.Гутман И. С. Методы подсчета запасов нефти и газа. М., Недра,

1985. - 224 с.

10. Иванова М.М., Дементьев Л.Ф., Чоловский И.П.

Нефтегазопромысловая геология и геологические основы разработки

месторождений нефти и газа. - М.: Недра,1992. геология. – 422 с.

Консорциум « Н е д р а »