Коллекторами нефти и газа

II стадия характеризуется:

величиной максимальных темпов разработки объекта;

продолжительностью;

долей отбора извлекаемых  запасов к моменту ее окончания.

Максимальные темпы разработки разных объектов зависят от их геологопромысловой характеристики и могут изменяться в широких пределах от 3—4 до 16—20% и более в год от начальных извлекаемых запасов. С увеличением продуктивности объекта при прочих равных условиях могут быть достигнуты более высокие уровни добычи. Малая продуктивность, обусловленная низкой проницаемостью, высокой вязкостью нефти и другими факторами, частично может быть восполнена реализацией более активной системы разработки. Геологические факторы, обусловливающие увеличение продолжительности 1 стадии разработки, снижают и величину максимальных темпов разработки. Так, при большой площади нефтеносности в связи с большой продолжительностью 1 стадии II стадия начинается, когда разбурено лишь 60—70% площади эксплуатационного объекта, т.е. когда не все запасы вовлечены в разработку. К этому времени уже начинается снижение добычи в разбуренной части объекта вследствие обводнения скважин. Дальнейшие разбуривание и ввод новых скважин позволяют лишь компенсировать падение добычи по ранее пробуренным скважинам, т. е. приводят к увеличению продолжительности II стадии разработки. Таким образом, продолжительность 1 стадии и темпы добычи нефти на II стадии тесно взаимосвязаны. Следовательно, увеличение максимальных темпов добычи, так же как и сокращение продолжительности 1 стадии, может быть достигнуто путем увеличения производственных мощностей организаций, осваивающих месторождение. Положительному решению этих задач может способствовать также правильная последовательность выполнения технологических мероприятий, предусмотренных проектным документом на разработку. На 1 стадии разработки следует ограничиваться осуществлением той части проектных технологических мероприятий, которые необходимы для обеспечения максимальных темпов разработки и сокращения продолжительности первой стадии.

Продолжительность II стадии по объектам с разными характеристиками находится в основном в пределах от одного-двух годов до 8—10 лет.

Наименьшая продолжительность  характерна: для залежей с повышенным соотношением вязкостей нефти и вытесняющей воды в пластовых условиях (т.е. с относительной вязкостью пластовой нефти (более 5), по которым максимальные темпы разработки, обычно не превышающие 7— 8%, не удается удерживать в течение продолжительного времени из-за прогрессирующего обводнения скважин:

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

Доля извлекаемых  запасов, отбираемая к концу II стадии, т. е. к началу падения добычи нефти, во многом определяется относительной вязкостью нефти. При малых значениях mо (менее. 5) она составляет около 50 %, а при более высоких —около 35%-

Называя эти ориентировочные  цифры, следует сделать два замечания.

1. Для предотвращения преждевременного падения добычи нефти на нефтяных эксплуатационных объектах (при меньшем отборе запасов, чем указано выше) необходимо в течение II стадии проводить большой комплекс геолого-технологических мероприятий по совершенствованию системы разработки и ее регулированию.

2. Если к концу II стадии без особых усилий по регулированию разработки из объекта отобрано 65—70 % и более извлекаемых запасов, это обычно указывает на то. что фактические извлекаемые запасы объекта больше подсчитанных.

При раннем снижении добычи, происходящем несмотря на активную работу по регулированию разработки, можно предполагать завышенность подсчитанных запасов или недостаточность проектных технологических решений по разработке объекта.

Весьма сложной является III 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 III стадии весьма показателен среднегодовой темп падения добычи. Обобщение опыта разработки при вытеснении нефти водой показало, что темпы падения добычи нефти на III 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).

С целью одновременного учета влияния этих двух показателей на темпы падения добычи на III стадии разработки М. М. Иванова рекомендует использовать комплексный показатель, названный интенсивностью разработки до начала падения добычи. Этот показатель представляет собой произведение величины максимального темпа разработки объекта (q_max/Q_изв) • 100 % на долю извлекаемых запасов нефти, отобранных к концу II стадии разработки:

,

где qmах—максимальная годовая добыча нефти: Qизвл—начальные извлекаемые запасы нефти; q,— годовая добыча нефти за i-й год первых двух стадий; t_I+II — продолжительность первых двух стадий разработки.

Средние темпы падения  добычи по объекту на III стадии (Δq) определяются как среднее арифметическое значение темпов падения за годы этой стадии. Годовые темпы падения добычи выражают отношением в % годового снижения добычи нефти к добыче предыдущего года:

где q_i— добыча нефти за i-й год III стадии; (q_i — добыча нефти за год, предшествующий i-му; t_III—продолжительность трех стадии; t_I+II —продолжительность разработки до начала падения добычи нефти.

В результате анализа фактических  данных по большой группе объектов, длительно разрабатывавшихся с  вытеснением нефти водой, Ю. И. Брагиным получена прямолинейная зависимость  Δq(I). Зависимость описывается формулой

Из (рис. 29) видно, что в  зависимости от интенсивности разработки объектов до начала падения добычи среднегодовое падение добычи на III стадии изменяется от 3 до 30— 35 %. Небольшие  темпы падения добычи обычно характерны для залежей с повышенной вязкостью  нефти. Для залежей маловязкой нефти  темпы падения выше и достигают

наибольших значений при  сочетании высокой проницаемости  и умеренной неоднородности пластов, небольших размеров объекта и  других геологических факторов, обеспечивающих высокую интенсивность разработки залежей до начала падения добычи.

Высокие темпы падения добычи на III стадии разработки, обусловленные весьма интенсивной разработкой залежей до начала падения добычи и особенно очень высокими максимальными темпами разработки, могут вызывать нежелательные последствия. В случаях, когда эксплуатационный объект обеспечивает значительную долю общей добычи нефтедобывающего района, быстрое падение добычи из него после достижения высоких темпов разработки приводит к неустойчивости уровня добычи по району в целом. Это может отрицательно сказаться на развитии народного хозяйства района. В связи с этим в настоящее время при проектировании разработки эксплуатационных объектов с благоприятной геологопромысловой характеристикой темпы добычи нефти на II стадии обычно устанавливаются несколько ниже геологически возможных. Это позволяет увеличить продолжительность II стадии, сделать менее ощутимым падение добычи на III стадии, создать благоприятные условия для проведения работ по контролю и совершенствованию разработки.

На небольших залежах, которые  расположены в пределах многопластового  месторождения или сгруппированы  на одной площади и для которых  создана единая система сбора  и подготовки нефти и предусмотрен последовательный их ввод в разработку через определенные интервалы времени, возможные высокие темпы разработки каждого из объектов могут не ограничиваться. При этом на месторождении или  группе залежей в целом будет  продолжительное время обеспечиваться устойчивый уровень добычи.

По малопродуктивным залежам существенных ограничений максимальных темпов разработки, и без того невысоких, обычно не вводится.

Накопленный опыт разработки залежей  показывает, что в условиях вытеснения нефти водой при должном совершенствовании  систем разработки к концу III 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 IV стадии обычно велика и нередко соразмерна с продолжительностью всего основного периода. На этой стадии из объектов при темпах разработки 2 % и менее (средние темпы около 1 %) отбирается 10—25% извлекаемых запасов  нефти.

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

Обводненность В (%) продукции, добытой за определенный период (месяц, квартал, год), определяется по формуле

B=(q_в/q_ж) 100,

где q_в — количество попутной воды, полученной за период; q_ж — количество жидкости (нефть + вода), добытой за тот же период. На каждом объекте в процессе его разработки обводненность продукции возрастает от нуля или от нескольких процентов до 95—99%. Однако динамика обводнения по объектам с разной геолого-промысловой характеристикой неодинакова (рис. 30). Кривые для объектов с малой относительной вязкостью

пластовой нефти (μ_о до 5) располагаются в правой части рис. 30. Из этих объектов на 1 стадии разработки отбирают практически безводную нефть. Значительный рост обводнения продукции начинается в конце II или на III стадии. На IV стадии рост обводнения замедляется. В целом кривые, соответствующие залежам маловязкой нефти, обычно вогнуты относительно оси "обводненность продукции", реже - близки к прямым линиям. В период высокого обводнения продукции (более 80-85%) из таких залежей отбирают не более 10-20 % извлекаемых запасов нефти. Расхождение в положении этих кривых обусловлено различием геологических особенностей залежей, а также технологии их разработки. Кривые, занимающие более высокое положение, отражающее ускоренный рост обводнения продукции, соответствуют объектам с большими неоднородностью продуктивных пластов, относительными размерами водонефтяных зон, относительной вязкостью нефти (в диапазоне ее значений, соответствующем маловязким нефтям, т.е. до 5), поскольку в этих условиях усложняется процесс вытеснения нефти водой.