Файл: Показатели разработки месторождений 1 Основные показатели разработки.pptx

Разработка месторождений характеризуется определенными технологическими показателями:
1. Добыча нефти, газа, воды и жидкости (QH, QГ, QВ, QЖ). Добыча представляет собой суммарное количество соответственно извлеченной нефти, газа, воды или жидкости по всем скважинам объекта разработки за определенный период времени (месяц, квартал, год) и может измеряться как в весовых единицах – тоннах, так и в объемных – м3 (является преобладающей при разработке газовых залежей).
На определенном этапе разработки вместе с нефтью и/или газом начинает из пласта добываться вода. Добыча жидкости – это суммарная добыча нефти и воды:
QЖ = QH + QВ (2.1)
Накопленной добычей нефти, газа, воды или жидкости (ΣQH, ΣQГ, ΣQВ, ΣQЖ) называется количество соответствующей фазы, добытой за весь период разработки объекта, накопленная добыча всегда нарастает с течением времени.
Количество добытой нефти, газа, жидкости или воды из одной скважины объекта отнесенное к временному периоду, за который оно было извлечено называется дебитом скважины (qH, qГ, qВ, qЖ) и измеряется в м3/сут или т/сут. В системе СИ дебит скважины измеряется в м3/сут.
За рубежом (США, Соединенное Королевство, Канада и др.) добыча нефти измеряется в баррелях (1 баррель примерно равен 159 литрам; 1 м3 примерно равен 6,29 баррелей).
Для перевода добычи из тонн в поверхностных условиях в м3 в пластовых условиях можно использовать следующие зависимости:
QЖ в м3 = , (2.2)
где – перевод добычи нефти из тонн в м3; – перевод добычи воды из тонн в м3; ρн и ρв –

соответственно плотность пластовых нефти и воды; в – объёмный коэффициент нефти (отношение объема нефти в поверхностных условиях, к объему нефти в пластовых условиях).

То же самое будет справедливо для дебита жидкости скважины:
qЖ в м3 = (2.3)

Показатели разработки

2. Темп разработки (τ), - показатель, изменяющийся во времени t, равен отношению годовой добычи углеводородов (нефти QH, или газа QГ, Q(t) к извлекаемым запасам месторождения и измеряется в %. Темп разработки является мерой активности системы разработки.
или (2.4)
3. Степень выработки – отношение накопленной добычи нефти или газа к начальным извлекаемым запасам, показывает долю отобранных запасов на текущий момент времени от потенциально извлекаемых:
или (2.5)
4. Обводненность добываемой продукции характеризует долю воды в общем потоке скважинной продукции, измеряется в % или долях единицы. Представляет собой отношение объема добываемой воды к объему добываемой жидкости (объемная) или газожидкостной смеси (для газовых залежей), также может быть весовой (отношение добываемых масс воды и жидкости):
(2.6)
Для нефтяной залежи обратным обводненности является показатель нефтесодержания, который характеризует долю нефти в общем потоке скважинной продукции, также измеряется либо в объемных и весовых % или долях единицы, его можно определить как:
или Fн = 100% – Fв (2.7)
В случае газовой залежи аналогично может быть определена доля газа в общем объеме газожидкостной смеси поступающей из скважины, однако необходимо учитывать, что жидкость может представлять собой не только пластовую воду, но и смесь пластовой воды с попутно добываемой нефтью.

Показатели разработки

5. Нефтеотдача или коэффициент извлечения нефти (КИН) – отношение количества извлеченной из пласта нефти к первоначальным ее запасам в пласте. Различают текущую и конечную нефтеотдачу. Текущая нефтеотдача – отношение количества извлеченной из пласта нефти на данный момент разработки к первоначальным (геологическим ) запасам Конечная нефтеотдача – отношение количества добытой нефти за весь период разработки (извлекаемые запасы ) к первоначальным (геологическим) запасам. Измеряется в долях единиц. Для газовых и газоконденсатных залежей вводятся аналогичные коэффициенты текущей и накопленной газоотдачи (КИГ).

(2.8) (2.9)

6. При разработке нефтяной залежи в процессе эксплуатации вместе с нефтью добывается попутный газ. Добыча газа зависит от содержания газа в пластовой нефти и характеризуется газовым фактором. Газовый фактор – это объем добываемого газа, приведенного к стандартным условиям, приходящего на одну тонну или кубометр нефти (м3/т) и (м3/ м3):

(2.10)

Тогда добыча попутного газа может быть определена как:

(2.11)

При разработке газовой залежи попутной будет добыча нефти.
7. Пластовое давление. В процессе разработки давление в пластах, входящих в объект разработки, изменяется по сравнению с первоначальным. Причем, на различных участках площади оно будет неодинаковым: вблизи нагнетательных скважин максимальным, а вблизи добывающих — минимальным. Важные показатели интенсивности гидродинамического воздействия на пласт – давления на забоях нагнетательных и добывающих скважин. По разнице между этими величинами определяют интенсивность потока жидкости в пласте.

Показатели разработки

8. Расход (количество) нагнетаемых в пласт агентов (закачка), м3. При осуществлении различных технологических процессов извлечения нефти и газа из недр для подержания и восстановления пластовой энергии в залежь организуется закачка воды, воды с добавками хим. реагентов, газа и других веществ. Расход этих веществ может изменяться в процессе разработки месторождения и напрямую зависит от годовых отборов. Аналогично добыче закачка может быть годовой (QЗАК.) и накопленной (ΣQЗАК.).
Аналогично дебиту добывающих скважин, для скважин, используемых для закачки агентов (нагнетательных скважин) используется показатель – приемистость qнаг, который показывает количество воды закачиваемое в одну скважину за определенное время, измеряется в м3/сут.
Компенсация отбора закачкой, характеризует степень восполнения (компенсации) отбираемого пластового флюида (т.е. затраченной на добычу пластовой энергии) закачиваемым агентом. Компенсация отбора закачкой может быть текущей и накопленной.
Текущая компенсация отбора закачкой определяется по пластам или месторождению на определенную дату времени, а накопленная с начала разработки. Измеряется в процентах. Это отношение:

(2.12) (2.13)

Фонд скважин

Фонд скважин. По назначению скважины подразделяются на следующие категории: поисковые, разведочные, эксплуатационные, законсервированные и ликвидированные.
Поисковые скважины, бурятся для поисков потенциально продуктивных геологических структур и площадей.
Разведочные скважины бурятся на площадях с установленной промышленной нефтегазоносностью для получения исходных данных о свойствах и строении залежи и вмещаемого флюида.
Эксплуатационные скважины бурятся в период разработки залежи и подразделяются на добывающие, нагнетательные, специальные, и вспомогательные.
Добывающие (нефтяные и газовые) скважины предназначены для извлечения из залежи нефти, нефтяного и природного газа, и попутных компонентов.
Нагнетательные скважины предназначены для воздействия на продуктивные пласты путем нагнетания в них воды, газа пара и других рабочих агентов с целью обеспечения эффективной разработки залежей. Часть нагнетательных скважин могут временно использоваться в качестве добывающих.
Резервные скважины предусматриваются с целью вовлечения в разработку отдельных линз, зон выклинивания в застойных зонах, которые не вовлекаются в разработку скважинами основного фонда.
Специальные скважины предназначены для проведения различного рода исследований, с целью изучения параметров и состояния разработки залежей месторождений. Среди них выделяют две подгруппы – оценочные и контрольные. Первые бурят для оценки нефтегазонасыщенности пластов. Вторые подразделяются на пьезометрические и наблюдательные. Пьезометрические скважины предназначены для наблюдения за изменением пластового давления в пласте. Наблюдательные скважины для наблюдения за изменением ВНК, ГНК, нефтегазоводонасыщенности пласта.
Вспомогательные скважины подразделяют на водозаборные и поглощающие. Водозаборные предназначены для водоснабжения при бурении и для систем поддержания пластового давления. Поглощающие предназначены для закачки промысловых вод в поглощающие горизонты.
Кроме вышеперечисленных на балансе нефтегазодобывающих предприятий могут числиться законсервированные скважины. К законсервированным, относятся скважины, не функционирующие на месторождении в связи с нецелесообразностью или невозможностью их эксплуатации в данный период.

Фонд скважин

Ликвидированные скважины представляют собой скважины, зацементированные от забоя до дневной поверхности, с установкой цементной тумбы на устье. Скважины могут быть ликвидированы как по геологическим, так и по технологическим причинам.
Ликвидация по геологическим причинам производится, если скважина пробурена в неблагоприятных геологических условиях (за контуром нефтеносности, в зоне выклинивания коллектора, отсутствие промышленных притоков нефти при испытаниях и т.д.) или выработала все 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.).
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 выработки 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.