Локализованным геологическим структурам, т е. структурам, находящимся вблизи одного и того же географического пункта
 Скачать 2.66 Mb.
|
РЕЖИМЫ РАБОТЫ ЗАЛЕЖЕЙГравитационный режим Гравитационный режим начинает проявляться тогда, когда действует только потенциальная энергия напора нефти (гравитационные силы), а остальные энергии истощились Выделяют такие разновидности гравитационного режима: Гравитационный режим с перемещающимся контуром нефтеносности (напорно-гравитационный), при котором нефть под действием собственного веса перемещается вниз по падению крутозалегающего пласта и заполняет его пониженные части; дебиты скважин небольшие и постоянные. Гравитационный режим с неподвижным контуром нефтеносности (со свободной поверхностью), при котором уровень нефти находится ниже кровли горизонтально залегающего пласта; дебиты скважин меньше дебитов при напорно-гравитационном режиме и со временем медленно уменьшаются. Технологией разра-ботки нефтяных месторождений называется совокуп-ность способов, применяемых для извлечения нефти из недр. Д о б ы ч а н е ф т и — основной показа-тель, суммарный по всем добывающим скважинам, пробуренным на объект, в единицу времени, и среднесуточная добыча , приходящаяся на одну скважину. Добыча жидкости — суммарная добыча нефти и воды в единицу времени. Д о б ы ч а г а з а . Этот показатель зависит от содержания газа в пластовой нефти, подвижности его относительно подвижности нефти в пласте, отношения пластового давления к давлению насыщения, наличия газовой шапки и системы разработки месторождения. Накопленная добыча нефти отражает количество нефти, добытое по обьекту за определенный период времени с начала разработки, т. е. с момента пуска первой добывающей скважины. Т е м п р а з р а б о т к и — отношение годовой добычи нефти к извлекаемым запасам, выражается в процентах. . Этот показатель изменяется во времени, отражая влияние на процесс разработки всех технологических операций, осуществляемых на месторождении, как в период его освоения, так и в процессе регулирования. На рисунке приведены кривые, характеризующие темп разработки во времени по двум месторождениям с различ-ными геолого-физическими свойствами. Судя по приведенным зависимос-тям, процессы разработки этих месторождений существенно отличаются. По кривой 1 можно выделить четыре периода разработки, которые будем называть стадиями. П е р в а я с т а д и я (стадия ввода месторождения в эксплуатацию), когда происходит интенсивное бурение скважин основного фонда, темп разработки непрерывно увеличивается и достигает максимального значения к концу периода. Длительность ее зависит от размеров месторождения и темпов бурения скважин, составляющих основной фонд. В т о р а я с т а д и я (стадия поддержания достигнутого максимального уровня добычи нефти) характеризуется более или менее стабильными годовыми отборами нефти. В задании на проектирование разработки месторождения часто указывают именно максимальную добычу нефти, год, в котором эта добыча должна быть достигнута, а также продолжительность второй стадии. Третья стадия (стадия падающей добычи нефти) характеризуется интенсивным снижением темпа разработки на фоне прогрессирующего обводнения продукции скважин при водонапорном режиме и резким увеличением газового фактора при газонапорном режиме. Значительная часть скважин к концу этой стадии выбывает из эксплуатации. Ч е т в е р т а я с т а д и я (завершающая стадия разработки) характеризуется низкими темпами разработки. Наблюдаются высокая обводненность продукции и медленное уменьшение добычи нефти. Показатели, характеризующие темпы отбора запасов нефти во времени Темп отбора балансовых запасов — годовая добыча нефти по месторождению в зависимости от времени разработки; — балансовые запасы нефти Темп отбора остаточных извлекаемых запасов нефти - накопленная добыча нефти по месторождению в зависимости от времени разработки. - нефтеотдача к концу срока разработки месторождения. Дифференциальное уравнение позволяет вычислять значения при известных Текущая нефтеотдача Конечная нефтеотдача Обводненность продукции - отношение дебита воды к суммарному дебиту нефти и воды. Темп отбора жидкости — отношение годовой добычи жидкости в пластовых условиях к извлекаемым запасам нефти, выражается в %/год. Водонефтяной фактор — отношение текущих значений добычи воды к нефти на данный момент разработки месторождения, измеряется в . Пластовое давление. Под пластовым понимают давление, при котором в продуктивном пласте нефть, газ, вода, а в водоносном — вода находятся в пустотах пластов-коллекторов. Пластовое давление может быть определено по высоте столба пластовой жидкости в скважине при установлении статического равновесия в системе пласт-скважина: |