8.Стадийность разработки нефтяного месторождения. Стратегии разработки месторождений.

В разработке нефтяных месторождений выделяют 4 периода: нарастающей, постоянной, резко падающей и медленно падающей добычи нефти (поздняя стадия).

На первой стадии может возникнуть необходимость увеличения гидродинамического совершенства и продуктивности скважин, выравнивание и расширения профиля притока нефти.

На второй стадии одна из главных задач регулирования – обеспечения возможного длительного периода стабильной добычи нефти. наибольшее применение находят бурение резервных скважин, изменение режимов работы, воздействия на призабойную зону пласта.

На третьей стадии основные задачи регулирования заключаются в замедлении темпов падения добычи нефти и обеспечении заданной ее добычи при возможно меньших объемах добываемой воды. Широкое применение находят методы регулирования, связанные с изоляцией обводнившихся пропластков и выравниванием профилей притока и приемистости по толщине пласта.

На 4 стадии решаются задачи – дренирование невыработанных пропластков и участков залежи, что можно достичь изменением направления фильтрационных потоков, организацией очагового заводнения, применением форсированного отбора жидкости, добуривание скважин.

Стратегии разработки - стратегия, определяющая направленность интересов недропользователя на получения максимальной прибыли за минимальные сроки. Как правило, стратегия определяет порядок ввода в разработку эсплутационных объектов с максимальной продуктивностью, скважины еще не введенные в эксплуатацию подвергаются ГРП. Темпы отбора от НИЗ превышают допустимые нормы, тем самым КИН на таких месторождения как правило не достижим.

9) Характеристика основных технологических показателей разработки для жеcтководонапорного, упругого и режима растворенного газа.

а) При этом режиме фильтрация нефти происходит под действием давления краевых или законтурных вод, имеющих регулярное питание (пополнение) с поверхности за счет талых или дождевых вод или за счет непрерывной закачки воды через систему нагнетательных скважин.

Условие существования водонапорного режима

P_пл>P_нас где P_пл - среднее пластовое давление, P_нас – давление насыщения.

P_пл ≈ const, Q(t)↓ , КИН равен 0,4÷0,65

б) Упругий режим с точки зрения физики — расходование или пополнение упругой энергии пласта, происходящее благодаря сжимаемости пород и насыщающих их жидкостей.

По мере отбора нефти запас упругой энергии в призабойной зоне уменьшается, нефть и породы оказываются менее сжатыми, чем раньше. Продолжающийся отбор нефти из пласта приводит к дальнейшему расходованию запаса упругой энергии и, следовательно, к расширению воронки депрессии вокруг скважины. На основе теории упругого режима создан наиболее известный в практике разработки нефтяных месторождений метод определения параметров пласта по кривым восстановления давления в остановленных скважинах (метод КВД). Сняв кривую восстановления забойного давления Pc=Pc(t), определяют на основе соответствующего решения задачи теории упругого режима проницаемость и пьезопроводность пласта.

в)Режим растворенного газа наблюдается в резервуарах закрытого типа, в которых отсутствует напор краевых вод в результате наличия загудронизированной зоны на контакте нефти и воды в литологически изолированной линзе. При вскрытии такой залежи силой, движущей нефть по пласту к забоям скважин, является энергия газа, растворенного в нефти. При понижении давления в пласте ниже давления насыщения выделившийся из нефти газ примет форму мельчайших пузырьков, рассеянных в нефти, вследствие чего объем газонефтяной смеси неизбежно увеличивается, что влечет за собой вытеснение нефти к забоям скважин. Пока газа в порах еще сравнительно мало, относительная проницаемость пласта по газу очень мала, газ выталкивает нефть из пласта, не проскальзывая через пору, и совершает работу с высоким коэффициентом полезного действия.

Этому периоду разработки пласта соответствует стремительный рост добычи нефти, быстрое падение пластового давления при сравнительно небольшой величине газового фактора. После того как будет добыто 8-10 % нефти от начального объема, относительная проницаемость по нефти станет крайне низкой. При режиме растворенного газа период период резкого возрастания добычи нефти сразу сменяется периодом резкого ее снижения, миную вторую стадию стабильной добычи. КИН обычно равен 10-20% и только в исключительно благоприятных случаях (равномерный пласт, низкая вязкость нефти, высокая проницаемость пород). Q(t)↓.