Показатели разработки месторождений

1.

Показатели разработки
месторождений
3.1 Основные показатели разработки
3.2 Косвенные показатели разработки
3.3 Фонд скважин. Категории фонда скважин
3.4 Фонд скважин. Мобильность фонда скважин

2.

Показатели разработки
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:
Q ( тонны) в Q ( тонны)
н
в
(2.2)
ρ
ρ
н
в
Q в
Q Ж в м3 = ,
н
ρ
н
Q
в
ρ
в
где –
– 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:
q Ж в м3 =
перевод добычи нефти из тонн в м3;
q ( тонны) в q (тонны)
н
в
ρ
ρ
н
в
(2.3)

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.
(t)
Q
Q
н 100%
г 100%
(t)
Qизвл.
Q
или
(2.4)
извл.
3. Степень выработки – отношение накопленной добычи нефти или газа к начальным
извлекаемым запасам, показывает долю отобранных запасов на текущий момент времени от
потенциально извлекаемых:
СВ
Qн 100%
Qизвл.
СВ
Qг 100%
Qизвл.
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):
Q
Fв в 100%
Qж
(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:
Q
F н 100%
н Q
или Fн = 100% – Fв
ж
(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.

4.

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 Qгеол. ) запасам Конечная
нефтеотдача – отношение количества добытой нефти за весь период разработки (извлекаемые
запасы Qизвл. ) к первоначальным (геологическим) запасам. Измеряется в долях единиц. Для
газовых и газоконденсатных залежей вводятся аналогичные коэффициенты текущей и
накопленной газоотдачи (КИГ).
КИН тек.
Q
Qгеол. (2.8)
Qг
Qн
(2.10)
Тогда добыча попутного газа может быть определена как:
Q Q Г
г
н ф
Q
КИН извл.
Qгеол.
(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):
Гф
н
(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.

5.

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:
Q
К тек зак. 100%
Qж
(2.12)
К нак.
Q зак. 100%
(2.13)
Q ж

6.

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.

7.

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 аварийноремонтных 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.