Технология и показатели РНМ.

Технологией разработки нефтяных месторождений называ­ется совокупность способов, применяемых для извлечения нефти из недр.

Разработка каждого нефтяного месторождения характеризуется определенными показателями. К общим показателям, присущим всем технологиям разработки можно отнести следующие:

1) текущая годовая добыча нефти и жидкости;

2) начальные балансовые запасы (НБЗ):

где: К – пересчётный коэффициент;

S_н – нефтенасыщенность;

3) начальные извлекаемые запасы (НИЗ):

где: h – коэф-т нефтеизвлечения;

4) темп отбора:

Максимальный темп – 4-5%.

5) накопленный отбор нефти и накопленный отбор нефти от НИЗ указывают на стадию разработки месторождения;

6) текущий КИН:

7) газовый фактор;

8) компенсация отбора жидкости закачкой:

9) водонефтяной фактор

10) текущая обводнённость добываемой продукции;

11) действующий фонд скважин;

12) среднесуточный дебит одной скважины по нефти;

13) распределение давления и температуры в пласте (в виде карт);

14) давления нагнетания для нагн. скв. и забойные давления для добывающих скважин;

15) распределение скважин по способам эксплуатации.

 

 

18. Ввод месторождения в разработку. Ста­дии РНМ.

Мест-е вводится в разработку не сразу, а постепенно согласно плану (ковру) бурения. При этом темп ввода месторож­дения в разработку существенно влияет на ее показатели. Для количест­венной оценки влияния этого темпа будем считать, что за проме­жуток времени Dt в разработку вводится некоторое число элемен­тов системы Dn_э. Если в элементе извлекаемые за­пасы нефти равны N_э, а число скважин n_э, то параметр А. П. Крылова для одного элемента составит:

N_{э кр} = N_э / n_э.

Обозначим темп или скорость ввода элементов в разработку через w(t). Имеем:

w(t) = Dn_э / Dt.

Получим:

DN_э = N_{э кр} Dn_э = N_{э кр} w(t)Dt.

Введем понятие о темпе разработки элемента z_э(t), равном от­ношению текущей добычи нефти из скважин элемента к из­влекаемым запасам нефти в данном элементе, так что:

Z_э(t) = q_{н э} (t)/N_э.

Темп разработки элемента изменяется во времени. Если за мо­мент Dt к некоторому моменту времени t в разработку было введено Dn_э элементов, то для добычи нефти из них получаем следующее выражение:

Dq_н = DN_эz_э (t - t) = N_{э кр} w(t) z_э (t - t)Dt

В формуле темп разработки элемента z_э берется средним за промежуток времени t - t. Для того чтобы определить добы­чу нефти из месторождения в целом к некоторому моменту вре­мени t, необходимо в формуле рассматривать ее измене­ние за бесконечно малый отрезок времени dt, а затем перейти к интегралу в пределах от t = 0 до t = t. Таким образом, добыча нефти из месторождения в целом в момент времени t опреде­лится следующим образом:

.

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.

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 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 (с помощью насосов).

Третья стадия (стадия падающей добычи нефти) характеризу­ется интенсивным снижением темпа разработки на фоне прогрес­сирующего обводнения продукции скважин при водонапорном режиме и резким 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.

 

Модели пластов и их типы

Модель пласта — это система количественных представлений о его геолого-физических свойствах, используемая в расчетах разработки нефтяного месторождения.

Модели пластов и процессов извлечения из них нефти и газа всегда характеризуются определенными математическими соотношениями.

Типы моделей пластов

Нефтяные месторождения как объекты природы обладают весьма разнообразными свойствами. Одна из основных особенностей нефтегазосодержащих пород — различие коллекторских свойств (пористости, проницаемости) на отдельных участках пластов. Эту пространственную изменчивость свойств пород-коллекторов нефти и газа называют литологической неоднородностью пластов.

Вторая основная особенность нефтегазоносных коллекторов — наличие в них трещин, т. е. трещиноватость пластов.

При разработке месторождений эти особенности нефтегазо­носных пород оказывают наиболее существенное влияние на процессы извлечения из них нефти и газа.

Модели пластов с известной степенью условности подразде­ляют на детерминированные и вероятностно-статистические.

Детерминированные модели — это такие модели, в которых стремятся воспроизвести как можно точнее фактическое строение и свойства пластов. Другими словами, детерминированная модель при все более детальном учете особенностей пласта должна стать похожей на «фотографию» пласта. При расчете данных процессов разработки нефтяного месторождения с использованием детерминированной модели всю площадь пласта или его объем разбивают на определенное число ячеек в зависимости от заданной точности расчета, сложности процесса разработки и мощности ЭВМ. Каждой ячейке придают те свойства, которые присущи пласту в области, соответствующей ее положению.

Вероятностно - статистические модели не отражают детальные особенности строения и свойства пластов. При их использовании ставят в соответствие реальному пласту некоторый гипотетический пласт, имеющий такие же вероятностно-статистические характеристики, что и реальный. К ним относятся следующие:

1. Модель однородного пласта. В этой модели основные па­раметры реального пласта (пористость, проницаемость), изме­няющиеся от точки к точке, усредняют. Иногда пласт считают анизотропным. При этом принимают, что проницаемость пласта по вертикали (главным образом вследствие напластования) отличается от его проницаемости по горизонтали.

2. Модель слоистого пласта. Эта модель представляет собой структуру (пласт), состоящую из набора слоев с пористостью m_i и проницаемостью k_i. При этом считают, что из всей толщины пласта h слои с пористостью в пределах Dm_i и проницаемостью в пределах Dk_i, составляют часть Dh_i

3. Модель трещиноватого пласта. Если нефть в пласте залегает в трещинах, разделяющих непористые и непроницаемые блоки породы, то модель такого пласта может быть представлена в виде набора непроницаемых кубов, грани которых равны l_*, разделенных щелями шириной b_*.. Реальный пласт при этом может иметь блоки породы различной величины и формы, а также трещины различной ширины.

4. Модель трещиновато-пористого пласта. В реальном пласте, которому соответствует эта модель, содержатся промышленные запасы нефти как в трещинах, так и в блоках, пористых и проницаемых. Эта модель также может быть представлена в виде набора кубов с длиной грани l_*, разделенных трещинами со средней шириной b_*. Фильтрация жидкостей и газов, насыщающих трещиновато-пористый пласт, происходит как по трещинам, так и по блокам