Показатели разработки - Основы добычи нефти и газа

Для характеристики процесса извлечения нефти из недр применяют показатели, определяющие во времени как интенсивность, так и степень извлечения нефти, воды и газа.

Добыча нефти qН -- основной показатель, сумммарный по всем добывающим скважинам (пробуренным на объект) в единицу времени, и среднесуточная добыча qНс, приходящаяся на одну скважину. Характер изменения во времени этих показателей зависит не только от свойств пласта и насыщающих его жидкостей, но и от технологических операций, осуществляемых на месторождении на различных этапах разработки.

Добыча жидкости qЖ-- суммарная добыча нефти и воды в единицу времени. Из скважин в чисто нефтеносной части залежи в течение какого-то времени безводного периода эксплуатации скважин добывают безводную нефть. По большинству месторождений рано или поздно продукция их начинает обводняться. С этого момента времени добыча жидкости превышает добычу нефти.

Добыча газа qГ. 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. Добычу газа характеризуют с помощью газового фактора, т. е. отношения объема добываемого из скважины за единицу времени газа, приведенного к стандартным условиям, к добыче за ту же единицу времени дегазированной нефти. Средний газовый фактор, как технологический показатель разработки, определяют по отношению текущей добычи газа к текущей добыче нефти.

При разработке месторождения с поддержанием пластового давления выше давления насыщения газовый фактор остается неизменным и поэтому характер изменения добычи газа повторяет динамику добычи нефти. Если же в процессе разработки пластовое давление будет ниже давления насыщения, то газовый фактор изменяется следующим образом. Во время разработки на режиме растворенного газа средний газовый фактор вначале увеличивается, достигает максимума, а затем уменьшается и стремится к нулю при пластовом давлении, равном атмосферному. В этот момент режим растворенного газа переходит в режим гравитационный.

Рассмотренные показатели отражают динамическую характеристику процесса извлечения нефти, воды и газа. Для характеристики процесса разработки за весь прошедший период времени используют интегральный показатель -- накопленную добычу. Накопленная добыча нефти отражает количество нефти, добытое по объекту за определенный период времени с начала разработки, т. е. с момента пуска первой добывающей скважины.

В отличие от динамических показателей накопленная добыча может только увеличиваться. Со снижением текущей добычи темп увеличения соответствующего накопленного показателя уменьшается. Если текущая добыча равна нулю, то рост накопленного показателя прекращается и он остается постоянным. Помимо рассмотренных абсолютных показателей, выражающих количественно добычу нефти, воды и газа, используют и относительные, характеризующие процесс извлечения продуктов пласта в долях от запасов нефти.

Коэффициент нефтеотдачи (коэффициент нефтеизвлечения) - степень полноты извлечения нефти из залежи. Различают текущий, конечный и проектный коэффициенты нефтеотдачи.

Под текущим коэффициентом нефтеотдачи (текущей нефтеотдачей) понимается отношение добытого из пласта количества нефти на определенную дату к балансовым (геологическим) ее запасам. Текущая нефтеотдача возрастает во времени по мере извлечения из пласта нефти. Конечный коэффициент нефтеотдачи - это отношение извлеченных запасов нефти (добытого количества нефти за весь срок разработки) к балансовым запасам. Проектный коэффициент нефтеотдачи отличается от конечного (фактического) тем, что он обосновывается и планируется при подсчете запасов нефти, при составлении технологических схем и проектов на разработку месторождений.

На основании экспериментальных и статистических промысловых данных считают, что конечные коэффициенты нефтеотдачи в зависимости от режимов работы залежей могут принимать следующие значения:

    - водонапорный режим 0,5 - 0,8 - газонапорный режим 0,1 - 0,4 - режим растворенного газа 0,05 - 0,3 - гравитационный режим 0,1 - 0,2

Зависимость нефтеотдачи з от свойств пластовых систем и условий вытеснения нефти в общем виде можно представить следующим образом:

(3.1)

Где зВскр -- коэффициент, учитывающий долю объема продуктивных пластов, вскрытых скважинами; зОхв -- коэффициент, учитывающий полноту охвата пластов воздействием рабочим агентом в зоне его продвижения; зВыт -- коэффициент вытеснения, определяемый экспериментальным путем по результатам вытеснения нефти из образцов породы (кернов) или модельных пористых сред в лаборатории теми же рабочими агентами, которые действуют в залежи.

(3.2)

Здесь VВскр -- объем нефтенасыщенных пластов, вскрытых скважинами и соединенных с ними; VЗал -- весь нефтенасыщенный объем залежи.

(3.3)

Где V -- фактический объем участков залежи, подвергнувшихся воздействию рабочим агентом; VВозд -- полный объем нефтенасыщенных участков залежи, подвергнутых воздействию рабочими агентами.

(3.4)

Где VВыт -- объем остаточной пленочной и капиллярно-удержанной нефти в образце пористой среды (после полного удаления рабочим агентом извлекаемой части нефти); VН -- начальный объем нефти в образце породы.

В отраслевых документах вместо коэффициента нефтеотдачи (КНО) используют другой показатель - коэффициент извлечения нефти (КИН). В том и другом случае, сравнивая количество добытой нефти с геологическими запасами любой залежи, КНО (КИН) определяется как отношение извлеченной из недр нефти к цифре геологических запасов :

. (3.5)

Возможен способ расчета КНО и по величинам насыщенностей:

, (3.6)

Где SНн - начальная нефтенасыщенность; SНк - конечная (остаточная) нефтенасыщенность.

Оба метода оценки КНО можно отнести как к модели пласта (керну), так и к части пласта (блоку разработки, участку) или залежи в целом. Принципиальная разница состоит в том, что при моделировании процесса дренированию (вытеснение нефти, промывка, доотмывка) подвергается весь нефтенасыщенный объем, а в случае залежи (пласта) за счет его литологической неоднородности часть нефтенасыщенного объема остается неохваченной процессом разработки и который учитывается коэффициентом охвата воздействием зОхв.

При моделировании процесса вытеснения нефти водой сначала получают чистую (безводную) нефть, и тогда определяется безводная нефтеотдача и нефтеотдача за водный период. В промысловых условиях это понятие может быть отнесено к отдельным участкам (блокам разработки), так как обычно залежь или месторождение вводится в разработку по частям. Для сравнительного анализа выработки запасов используют показатель КНО еще и на момент прорыва воды.

Объемы добываемой нефти в безводный и водный периоды в различных залежах, при использовании различных сеток скважин, различных систем заводнения не одинаковы. Кроме того, сравнивать КНО для различных залежей и различных технологий следует с учетом водонефтяного фактора (см. ниже). Обычно это сравнение привязывается к моменту, когда дальнейшая эксплуатация скважин на месторождении становится экономически не целесообразной (при предельной обводненности продукции скважин в 96 - 98 %).

Темп разработки z -- отношение годовой добычи нефти к извлекаемым запасам, выражается в процентах или долях единицы (). 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 рис.8 приведены кривые, характеризующие темп разработки во времени по двум месторождениям с различными геолого-физическими свойствами. Судя по приведенным зависимостям, процессы разработки этих месторождений существенно отличаются. По кривой 1 можно выделить четыре периода разработки, которые будем называть стадиями.

Первая стадия (стадия ввода месторождения в эксплуатацию), когда происходит интенсивное бурение скважин основного фонда, темп разработки непрерывно увеличивается и достигает максимального значения к концу периода. На ее протяжении добывают, как правило, безводную нефть. Длительность ее зависит от размеров месторождения и темпов бурения скважин, составляющих основной фонд.

Достижение максимального годового отбора извлекаемых запасов нефти не всегда совпадает с окончанием бурения скважин. Иногда оно наступает раньше срока разбуривания залежи.

график изменения темпа разработки во времени

Рис.8. График изменения темпа разработки во времени:

1 -- месторождение А; 2 -- месторождение В; I, II, III, IV-- стадии разработки

Вторая стадия (стадия поддержания достигнутого максимального уровня добычи нефти) характеризуется более или менее стабильными годовыми отборами нефти. Основная задача этой стадии осуществляется путем бурения скважин резервного фонда, регулировании режимов эксплуатации скважин и освоении в полной мере системы заводнения или другого метода воздействия на пласт. Некоторые скважины к концу стадии перестают фонтанировать, и их переводят на механизированный способ эксплуатации (газлифтный или с помощью глубинных насосов).

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. Практически все скважины эксплуатируются механизированным способом. Значительная часть скважин к концу этой стадии выбывает из эксплуатации.

Четвертая стадия (завершающая стадия разработки) характеризуется низкими темпами разработки. Наблюдаются высокая обводненность продукции и медленное уменьшение добычи нефти.

Первые три стадии, в течение которых отбирают от 70 до 95 % от извлекаемых запасов нефти, образуют основной период разработки. На протяжении четвертой стадии извлекают оставшиеся запасы нефти. Однако именно в этот период, характеризующий в целом эффективность реализованной системы разработки, определяют конечное значение количества извлекаемой нефти, общий срок разработки месторождения и добывают основной объем попутной воды.

Как видно из рис.8 (кривая 2), для некоторых месторождений характерно, что следом за первой стадией наступает стадия падения добычи нефти. Иногда это происходит уже в период ввода месторождения в разработку. Такое явление характерно для месторождений с вязкими нефтями или тогда, когда к концу первой стадии были достигнуты высокие темпы разработки порядка 12--20 % / год и более. Из опыта разработки следует, что максимальный темп разработки не должен превышать 8--10 % / год, а в среднем за весь срок разработки величина его должна быть в пределах 3--5 % / год.

Для оценки эффективности разработки месторождений с наличием или отсутствием периода стабильной добычи В. Д. Лысенко вводит параметр е - долю отобранных начальных извлекаемых запасов нефти за период стабильной добычи. Если при стабильном дебите отбирается 60 % извлекаемых запасов нефти, то он ниже максимально возможного в 2,5 раза; если отбирается 80 %, то он ниже максимально возможного в 5 раз. Однако с увеличением е стабильный дебит по сравнением со средним при разработке залежи без ограничения потенциально возможной производительности снижается значительно меньше, не более чем в 1,3 раза. Стабилизация добычи нефти приводит не к слишком большим различиям между стабильным и средним потенциально возможным дебитами. Фактически по разрабатываемым нефтяным залежам максимальный дебит нефти удерживается до отбора приблизительно 50 % начальных извлекаемых запасов нефти. А если отказаться от такой практики, то средний дебит нефти увеличивается не более чем в 1,3 раза. Но при этом потребуется значительно ускорить бурение скважин и осуществить другие мероприятия по интенсификации разработки продуктивных пластов. В. Д. Лысенко отмечает, что стабилизация добычи нефти не противопоставляется общей задаче интенсификации разработки нефтяных залежей. Это относится только к мероприятиям по увеличению интенсивности системы разработки. За счет общей интенсификации при соответствующем темпе разведки новых нефтяных залежей уровень добычи нефти можно увеличить в несколько раз, а за счет отказа от стабилизации - не более чем в 1,3 раза. В случае, когда добыча нефти не стабилизирована, не получают заметного устойчивого во времени увеличения среднего уровня добычи нефти.

В практике анализа и проектирования разработки нефтяных месторождений используют также показатели, характеризующие темпы отбора запасов нефти во времени: темп отбора балансовых запасов и темп отбора остаточных извлекаемых запасов ц. По определению

(3.7)

Где qН(t)--годовая добыча нефти по месторождению в зависимости от времени разработки; G--балансовые запасы нефти.

Если -- темп разработки, то связь между и выражается равенством

(3.8)

Где N -- извлекаемые запасы нефти; зК -- нефтеотдача к концу срока разработки месторождения.

Темп отбора остаточных извлекаемых запасов нефти

(3.9)

Где QН (t)--накопленная добыча нефти по месторождению в зависимости от времени разработки.

Накопленная добыча нефти

(3.10)

Где t -- время разработки месторождения; ф -- текущее время.

Дифференциальное уравнение

(3.11)

Позволяет вычислять значения ц(t) при известных z(t), т. е. показывает связь между темпом отбора остаточных извлекаемых запасов нефти ц(t) и темпом разработки z(t).

Коэффициент использования извлекаемых запасов

(3.12)

Является интегральным показателем процесса добычи нефти. Его значение непрерывно возрастает, стремясь к единице. Действительно, при t = tК:

, (3.13)

Так как добыча нефти к концу разработки становится равной извлекаемым запасам.

По аналогии текущую нефтеотдачу или коэффициент отбора балансовых запасов определяют из выражения

. (3.14)

К концу разработки месторождения, т. е. при t = tК, нефтеотдача

. (3.15)

Обводненность продукции В -- отношение дебита воды к суммарному дебиту нефти и воды:

. (3.16)

Этот показатель изменяется во времени от нуля до единицы.

Характер изменения показателя В зависит от ряда факторов. Один из основных -- отношение вязкости нефти к вязкости воды в пластовых условиях м0:

, (3.17)

Где мН и мВ-- динамическая вязкость соответственно нефти и воды.

При разработке месторождений с высоковязкими нефтями вода может появиться в продукции некоторых скважин с начала их эксплуатации. Некоторые залежи с маловязкими нефтями разрабатываются длительное время с незначительной обводненностью. Граничное значение м0 между вязкими и маловязкими нефтями изменяется от 3 до 4.

На характер обводнения продукции скважин и пласта влияют также послойная неоднородность пласта (с увеличением степени неоднородности сокращается безводный период эксплуатации скважин) и положение интервала перфорации скважин относительно водонефтяного контакта.

Опыт разработки нефтяных месторождений свидетельствует о том, что при небольшой вязкости нефти более высокая нефтеотдача достигается при меньшей обводненности. Следовательно, обводненность может служить косвенным показателем эффективности разработки месторождения. Если наблюдается более интенсивное, по сравнению с проектным, обводнение продукции, то это может служить показателем того, что залежь охвачена процессом заводнения в меньшей степени, чем предусматривалось.

Темп отбора жидкости -- отношение годовой добычи жидкости в пластовых условиях к извлекаемым запасам нефти, выражается в % / год.

Если динамика темпа разработки характеризуется стадиями, то изменение темпа отбора жидкости во времени происходит следующим образом. На протяжении первой стадии отбор жидкости по большинству месторождений практически повторяет динамику темпа их разработки. Во второй стадии темп отбора жидкости по одним залежам остается постоянным

На уровне максимального, по другим -- уменьшается, а по третьим -- возрастает. Такие же тенденции в еще большей степени выражены в третьей и четвертой стадиях. Изменение темпа отбора жидкости зависит от водонефтяного фактора, расхода нагнетаемой в пласт воды, пластового давления и пластовой температуры.

Водонефтяной фактор -- отношение текущих значений добычи воды к нефти на данный момент разработки месторождения, измеряется в м3/т. Этот параметр, показывающий, сколько объемов воды добыто на 1 т полученной нефти, является косвенным показателем эффективности разработки и с третьей стадии разработки начинает быстро нарастать. Темп его увеличения зависит от темпа отбора жидкости.

При разработке залежей маловязких нефтей в конечном итоге отношение объема добытой воды к добыче нефти достигает единицы, а для вязких нефтей увеличивается до 5--8 м3/т и в некоторых случаях достигает 20 м3/т.

Расход нагнетаемых в пласт веществ. При осуществлении различных технологий с целью воздействия на пласт используют различные агенты, улучшающие условия извлечения нефти из недр. Закачивают в пласт воду или пар, углеводородные газы или воздух, двуокись углерода и другие вещества. Темп закачки этих веществ и их общее количество, а также темп их извлечения на поверхность с продукцией скважин -- важнейшие технологические показатели процесса разработки.

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. Для контроля за изменением пластового давления используют средневзвешенную по площади или объему пласта величину. Для определения средневзвешенных их значений используют карты изобар, построенные на различные моменты времени.

Давления на забоях нагнетательных и добывающих скважин. По разнице между этими величинами определяют интенсивность потока жидкости в пласте.

Давление на устье добывающих скважин устанавливают и поддерживают исходя из требований обеспечения сбора и внутрипромыслового транспорта продукции скважин.

Пластовая температура. В процессе разработки этот параметр изменяется в результате дроссельных эффектов в призабойных зонах пласта, закачки в пласт теплоносителей, создания в нем движущегося фронта горения.

Похожие статьи




Показатели разработки - Основы добычи нефти и газа

Предыдущая | Следующая