для высокоперспективных залежей небольшого размера, по которым достигнут весьма высокий темп добычи нефти.

      Весьма  сложной является третья стадия разработки, на которой вследствие истощения  значительной части запасов происходит неизбежное падение добычи нефти. На этой стадии из разных объектов отбирается 30 -50% извлекаемых запасов нефти. Нарастающая в этот период обводненность продукции усложняет работу по извлечению нефти из пластов. Резко возрастает объем мероприятий по регулированию разработки, осуществляемых с целью замедления падения добычи и ограничения отборов попутной воды, уже не выполняющей полезной работы по вытеснению нефти из пластов.

      Для характеристики третьей стадии весьма показателен среднегодовой темп падения добычи. Обобщение опыта  разработки при вытеснении нефти  водой показало, что темпы падения  добычи нефти на третьей стадии разработки на разных объектах зависят от показателей добычи на предшествующих стадиях - от величины максимальных темпов добычи нефти и от доли отбора извлекаемых запасов к началу падения добычи (а следовательно, и от тех геологических и других факторов, которые влияют на эти показатели).

      Накопленный опыт разработки залежей показывает, что в условиях вытеснения нефти  водой при должном совершенствовании  систем разработки к концу третьей  стадии, т.е. за основной период разработки, можно отбирать из объектов 75 - 90% извлекаемых запасов. Нижний предел этого интервала показателен для залежей с высокой вязкостью пластовой нефти. При малой вязкости нефти и хороших фильтрационных свойствах пород-коллекторов использование запасов за основной период разработки может составлять 80 - 90%.

      Продолжительность четвертой стадии обычно велика и  нередко соизмерима с продолжительностью всего основного периода. На этой стадии из объекта при темпах разработки 2% и менее (средние темпы около 1%) отбирается 10 - 25% извлекаемых запасов нефти. 
 
 
 

Обводненность продукции нефтяных эксплуатационных объектов

 

      При разработке эксплуатационных объектов с вытеснением нефти из пластов  водой возрастает содержание воды в  продукции скважин и объекта  в целом.

      На  каждом объекте в процессе его разработки обводненность продукции возрастает от нуля или нескольких процентов до 97 - 99%. Однако динамика обводнения объектов с разной геологопромысловой характеристикой неодинакова.

      Из  объектов с малой относительной  вязкостью пластовой нефти на первой стадии разработки отбирают практически безводную нефть. Значительный рост обводнения продукции начинается в конце второго или на третьей стадии. В конце завершающего периода разработки темпы роста обводнения снижается.

      На  объектах с высоко относительной вязкостью нефти обводнение продукции начинается с первых лет разработки и нарастает быстрыми темпами вплоть до 80 - 85%. После этого рост обводнения снижается. В период разработки залежей при высокой обводненности - более 80 - 85% - из недр добывается половина и более извлекаемых запасов нефти. Третья стадия завершается при высокой обводненности продукции — более 85%.

      Следует отметить, что бесконтрольная и нерегулируемая эксплуатация скважин и пластов  может приводить к повышению  темпов роста обводнения продукции по сравнению с предопределенными геологопромысловой характеристикой залежи. Поэтому необходимо четкое выполнение соответствующей конкретным условиям программы работ по ограничению отборов той воды, которая не выполняет работы по вытеснению нефти из пластов. В то же время проведение необоснованных мероприятий по ограничению отборов попутной воды (путем вывода из эксплуатации скважин с относительно невысокой обводненностью, изоляции дающих воду пластов с незакончившимся процессом вытеснения нефти и др.) может неоправданно   замедлять   рост   обводнения   продукции,   приводить   к повышенным потерям нефти в недрах. 
 
 
 
 

Темпы отбора жидкости

      В условиях роста обводнения добываемой продукции заданная динамика добыча нефти обеспечивается лишь при достаточных темпах годовых отборов жидкости.

      Оптимальная динамика годовых отборов жидкости тесно связана с динамикой  добычи нефти и обводнения продукции  и, следовательно, с теми геологопромысловыми  факторами, которые на них влияют.

Количество  проходящей через залежь воды и конечная нефтеотдача

      Процесс вытеснения нефти водой из пласта существенно отличается от поршневого вследствие диспергирования нефти. В связи с этим отбираемый из залежи объем нефти вытесняется значительно  большим объемом воды. Количество проходящей через залежь (промывающей пласт) воды - один из факторов, влияющих на величину коэффициента извлечения нефти, причем значение этого фактора возрастает с ухудшением геолого-геофизических показателей эксплуатационного объекта.

      Для каждой залежи особенности изменения разных показателей разработки тесно связаны между собой и во многом определяются ее геологопромысловой характеристикой.

      Приведенная характеристика динамики основных показателей  разработки нефтяных эксплуатационных объектов при вытеснении нефти из пластов водой, полученная в результате обобщения опыта разработки, используется при обосновании возможных показателей разработки новых залежей, для критической оценки проектных показателей, полученных в результате гидродинамических расчетов. 
 
 
 
 
 
 
 

Описание  стадий разработки.

    Срок  разработки данного месторождения  делится на четыре стадии: первую, вторую, третью и четвертую.

    Продолжительность первой стадии разработки составила 5,5 лет - с 1949 до середины 1954 года. К концу  стадии добыча нефти составила 1676,38 тыс. т., воды — 15,11 тыс. т., жидкости – 1691,49 тыс. т. Среднегодовой темп добычи нефти составил 2,11% от извлекаемых запасов. Количество добывающих скважин, за стадию, увеличилось с 3 до 15 шт. Закачка воды не производилась.

     Продолжительность второй стадии разработки составила 4 года. К концу стадии добыча нефти составила 6079,909 тыс. т., воды – 94,91 тыс. т, жидкости – 6174,82 тыс. т. Среднегодовой темп добычи нефти составил – 7,39% от извлекаемых запасов. Количество добывающих скважин, за стадию, увеличилось с 15 до 16 шт. Закачка воды не производилась.

    В сумме за первую и вторую стадии добыча нефти составила — 7756,289 тыс. т., воды – 110,02 тыс. т., жидкости – 7866,306 тыс. т.

     Третья  стадия разработки имеет продолжительность 4 года. Накопленная добыча нефти за стадию составила 10925,95 тыс. т., воды —750,38 тыс. т., жидкости -11676,33 тыс. т. Среднегодовой темп добычи нефти составил 4,62% в среднем за стадию от начальных извлекаемых запасов. Количество добывающих скважин не изменилось. Закачка воды не производилась.

     Таким образом, с начала разработки за три  стадии накопленная добыча нефти  достигла 186282,24 тыс. т., воды- 860,4 тыс. т., жидкости – 19542,64 тыс. т.

      Продолжительность четвертой стадии составляет 12,5 лет. Накопленная добыча нефти за стадию составила – 43709 тыс. т., воды – 11138,48 тыс. т., жидкости -54848,02 тыс. т. Среднегодовой темп добычи нефти составил 1,76% от извлекаемых запасов. Количество эксплуатационных скважин к 1965 году уменьшилось на 1. В 1957 и 1968 увеличилось на 1, и достигло 17. Закачка воды не производилась.

     Таким образом, с начала разработки за все  четыре стадии накопленная добыча нефти  достигла 62391,78 тыс. т., воды – 11998,88 тыс. т., жидкости –74390,66 тыс. т. 
 
 
 
 

Заключение

 

    Разработка залежи проходила в четыре стадии. В 1951 году началось увеличение фонда эксплуатационных скважин. На конец разработки количество эксплуатационных скважин достигло 17, накопленная добыча нефти – 62391,78 тыс. т., воды – 11998,88 тыс. т., жидкости –74390,66 тыс. т. Обводненность продукции достигла 76,5%, выработка 95,7%.

    На  протяжении всего периода эксплуатации, залежь работала на упруговодонапорном режиме (под давлением краевых  вод). Закачка воды не производилась.

    При достижении 100% выработки из пласта возможно добыть 2803,4 тыс.т. нефти, 593,13 тыс.т. воды и 3396,53 тыс.т. жидкости.

      Для достижения максимальной выработки необходимо интенсифицировать темп отбора жидкости путем установки более производительных насосов. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Библиографический список

 

    1. Иванова М.М. Дементьев Л.Ф., Чоловский И.П. Нефтегазопромысловая

геология  и геологические основы разработки месторождений нефти и газа. М.,1985.

    2. Справочник по нефтепромысловой геологии/Н.Е. Быков, А.Я. Фурсов, М.И. Максимова, А.Я. Фурсова - М.: Недра, 1981.

    3. Жданов М.А. Нефтегазовая геология и подсчет запасов нефти и газа. М., Недра, 1981.

    4. Бенч А.Р., Петухов А.В. Анализ  разработки нефтяных залежей:  Методические указания. – Ухта: УИИ, 1996.-18с., ил. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Графические приложения:

Сводный график разработки

Зависимость выработки от темпа  добычи нефти

Зависимость выработки от обводненности

Фазовый портрет

Добыча  жидкости и средневзвешенное пластовое давление