По объектам с маловязкой нефтью III стадия разработки завершается с самой различной обводненностью продукции от 30-40 до 80%. Кривые обводнения продукции объектов с повышенной относительной вязкостью нефти (более 5) располагаются в левой части рис. 30. На таких объектах обводнение продукции начинается с первых лет разработки и нарастает быстро вплоть до 80-85%. После этого кривые выполаживаются. В период разработки залежей при высокой обводненности (более 80-85%) из недр добывается половина и более извлекаемых запасов нефти. III стадия завершается при высокой обводненности продукции (более 85%). Кривые залежей с вязкими нефтями в отличие от кривых залежей маловязких нефтей выпуклы в сторону оси "обводненность продукции". Они располагаются довольно тесно, что указывает на превалирующую роль повышенной вязкости нефти, которая затушевывает влияние других геолого-промысловых факторов.

Следует отметить, что бесконтрольная эксплуатация скважин и пластов  может приводить к неоправданному повышению темпов роста обводнения продукции. Поэтому необходимо четкое выполнение соответствующей конкретным условиям программы работ по ограничению  отборов той воды,

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 добычи нефти обеспечивается лишь при достаточных темпах годовых отборов жидкости z_ж;:

Z_ж = (q_max/Q_извл) 100,

где Zж — темп отбора жидкости; q_max —годовой отбор жидкости; Q_извл —начальные извлекаемые запасы нефти объекта.

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

Для залежей маловязкой нефти основное значение имеет характер динамики отбора жидкости на III стадии разработки. Обобщение опыта разработки таких залежей позволяет выделить следующие три разновидности динамики годовых отборов жидкости в течение III стадии: а) постоянное снижение; б) сохранение на уровне II стадии разработки; в) постепенное наращивание с превышением в конце стадии уровня, достигнутого на второй стадии, в 1,5—2,5 раза.

Снижение отборов жидкости на III стадии разработки характерно главным образом для высокопродуктивных эксплуатационных объектов небольших размеров, которым свойственны высокие темпы добычи нефти на II стадии и низкая обводненность продукции (30—50%) к концу основного периода.

Сохранение на III стадии разработки постоянных отборов жидкости на уровне отборов II стадии присуще высокопродуктивным объектам значительных размеров, на которых обводненность продукции к концу III стадии обычно составляет 50—70 % (в связи с большими размерами водонефтяных зон) и темпы добычи нефти на II стадии достигают 6—7 % начальных извлекаемых запасов.

Постепенное повышение отборов  жидкости на III стадии разработки характерно для залежей нефти, приуроченных к продуктивным пластам с весьма неоднородным строением или низкой проницаемостью пород-коллекторов, особенно при больших размерах площади нефтеносности и водонефтяных зон. В этих условиях необходимость повышения отборов жидкости предопределяется относительно низкими темпами добычи нефти и жидкости на II стадии и высокой обводненностью продукции в конце III стадии (70—85%, иногда и более).

На залежах нефти с повышенной вязкостью обводненность продукции  уже к концу II стадии возрастает до 40—50%, а к концу III стадии достигает 90—95%. В связи с этим годовые отборы жидкости из таких залежей резко наращиваются уже с конца 1 стадии и к концу III стадии могут превышать годовую добычу нефти на II стадии в 4—6 раз и более.

На IV стадии разработки темпы отбора жидкости из объектов сохраняются примерно на уровне отбора в конце III стадии.

Количество проходящей через залежь воды и конечное нефтеизвлечение. 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 количеством воды. Количество проходящей через залежь (промывающей пласт) воды — один из факторов, влияющих на коэффициент извлечения нефти, причем значение этого параметра возрастает с ухудшением геолого-физических показателей объекта.

Для изучения зависимости  коэффициента извлечения нефти от количества прошедшей через залежь (внедрившейся в залежь) воды строят график, называемый характеристикой вытеснения. На оси абсцисс графика откладывают количество прошедшей через залежь воды, на оси ординат — коэффициент извлечения нефти. Количество воды выражают через количество объемов пор пласта, первоначально занятых нефтью. За величину нефтенасыщенного объема пор принимают объем начальных балансовых запасов нефти в пластовых условиях. На рис. 31 приведены характеристики вытеснения. Начальные участки кривых, представленные прямолинейными отрезками, соответствуют периоду безводной эксплуатации. С появлением воды в продукции кривые отклоняются от прямой. Видно, что с усложнением геолого-физической характеристики объектов количество объемов воды, внедряющихся в залежь, возрастает с 1,5—2 до 6—7 и более. Из высокопродуктивных залежей основная часть запасов нефти извлечена в результате прохождения первого объема воды, с внедрением второго объема связан относительно небольшой прирост коэффициента извлечения. Чем хуже характеристика залежей, тем более снижается эффективность внедрения первого объема воды и возрастает эффективность внедрения следующих объемов. Несмотря на промывку пластов большим количеством воды, на залежах с менее благоприятной характеристикой достигается меньшее значение коэффициента извлечения. Если по наиболее высокопродуктивным залежам он может достигать 0.6, то на залежах маловязкой нефти в неоднородных пластах не превышает 0,5—0,55. При повышенной вязкости нефти внедрение в залежь 7—8 объемов воды обусловливает коэффициент извлечения нефти не больше 0,4.

Из изложенного видно, что для  каждой залежи особенности изменения  разных показателей разработки тесно  связаны между собой и во многом определяются ее характеристикой.

Приведенные особенности динамики основных показателей разработки при вытеснении нефти из пластов водой, выявленные в результате обобщения опыта разработки, могут быть использованы при обосновании возможных показателей разработки новых залежей, с подобным диапазоном значений промыслово-геологических параметров, для критической оценки проектных показателей, полученных в результате гидродинамических расчетов, при регулировании эксплуатации залежей.

Таким образом, обобщение опыта  разработки залежей с названными средними диапазонами параметров пластов  позволило подразделить их на четыре группы с разной динамикой основных показателей разработки из-за различий в промыслово-геологической характеристике и в применяемых системах разработки. Выделение этих групп предопределяет начало составления схемы промыслово-геологического группирования нефтяных залежей.

Очевидно, что по залежам с низкой продуктивностью, вводимым в последние годы в разработку, динамика показателей будет иной — максимальные темпы добычи нефти будут ниже, обводненность будет нарастать интенсивнее, меньшими будут коэффициенты нефтеизвлечения. Тенденции динамики показателей разработки по таким залежам предстоит определять, обобщая опыт их продолжительной разработки.

Добыча газа

На газовых эксплуатационных объектах весь период разработки одни специалисты подразделяют на три стадии, другие — на четыре. В первом случае III стадия отвечает III+IV стадиям разработки нефтяных объектов. Исходя из целесообразности унификации понятий, следует период разработки газовых залежей, так же как и нефтяных, делить на четыре стадии.

1 стадия — период  бурения первой очереди добывающих  скважин и наращивания добычи  газа.

II стадия — период относительно постоянной высокой добычи, поддерживаемой дополнительным бурением скважин и при возможности — увеличением депрессии в скважинах.

Ill стадия — период интенсивного падения добычи.

IV стадия — завершающий период разработки, характеризующийся низкими отборами газа.

Обобщение опыта разработки газовых  залежей, свидетельствует о том, что для небольших залежей  с запасами до 3 млрд. м3 основные показатели динамики добычи газа (продолжительность  стадий, степень использования запасов  за стадию и др.) изменяются в широком  диапазоне значений. Это обусловлено  различиями в их продуктивности, в  количестве добывающих скважин, в темпах освоения залежей. С увеличением  размеров залежей диапазон значений показателей сужается, особенно для  крупных по запасам залежей, служащих источниками снабжения газом  удаленных потребителей, заинтересованных в продолжительных устойчивых поставках  газа. Задачи газоснабжения обусловливают  необходимость продления II стадии разработки и, следовательно, некоторого ограничения темпов разработки в этом периоде.

Продолжительность 1 стадии на залежах с запасами газа до 3 млрд. м³ часто не превышает одного года, иногда эта стадия совсем отсутствует, но нередко она продолжается 10 лет и более. На объектах с запасами 20—50 млрд. м³ она длится от 2 до 10 лет, а на более крупных объектах — от 4 до 10 лет.

Продолжительность II стадии по залежам с запасами до 50 млрд. м³ в большинстве случаев находится в пределах от  одного года до 10 лет, по более крупным залежам — от 4 до 10 лет. Среднегодовые темпы добычи на II стадии на залежах с запасами до 3 млрд. м³ изменяются в пределах от 5 до 30%, с запасами 3—50 млрд. м³ обычно от 5 до 13%, на более крупных залежах примерно от 5 до 8%.

К концу II стадии, т.е. к началу интенсивного падения добычи, из большинства объектов отбирается 40—70% балансовых запасов газа. Вполне реально на всех крупных залежах ставить задачу отбора к концу этого периода 60—70% балансовых запасов. Это существенно отличает динамику добычи газа от динамики добычи нефти. Как уже отмечалось, из нефтяных эксплуатационных объектов к началу падения добычи отбирается 25—50% извлекаемых запасов, что соответствует всего 15—35% балансовых запасов. Таким образом, на газовых объектах к концу II стадии достигается намного более высокое текущее газоизвлечение.

На III стадии из газовых объектов отбирают 20—30% запасов газа. Количество действующих скважин на этой стадии остается неизменным (при газовом режиме) или уменьшается в связи с постепенным прекращением эксплуатации обводненных скважин (при упруговодонапорном режиме). Продолжительность III стадии и соответственно скорость падения добычи газа в этот период, как и на нефтяных объектах, определяются характером динамики добычи газа на первых двух стадиях.

IV стадия, завершаемая при приближении к минимальной рентабельной добыче из объекта, так же, как и на нефтяных объектах, по продолжительности соразмерна с первыми тремя стадиями, вместе взятыми.

На газоконденсатных залежах, разрабатываемых с использованием природных видов энергии, выделяют те же стадии разработки, что и на газовых. При разработке газоконденсатных месторождений с реализацией сайклинг-процесса часть газа, закачиваемого после выделения из него конденсата обратно в пласт, в товарной продукции не учитывается. Вследствие этого динамика годовой добычи газа носит иной характер.

Вопросы поиска закономерностей в динамике показателей, характеризующих отборы попутной воды, для газовых залежей менее актуальны, поскольку при газовом режиме поступление воды в залежь и в скважины отсутствует или невелико, а при водонапорном режиме отбор попутной воды ограничивают путем изоляционных работ и выключения скважин, дающих воду обводненность продукции уже к концу II стадии возрастает до 40—50%, а к концу III стадии достигает 90—95% и более. В связи с. этим отборы жидкости из таких залежей резко наращиваются уже с конца 1 стадии и к концу основного периода могут превышать добычу нефти на II стадии в 4—6 раз и более. В IV стадии разработки темпы отбора жидкости из объектов сохраняются примерно на уровне отбора в конце III стадии.

3.1. ФОНТАННАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН

Эксплуатация нефтяных скважин  ведется фонтанным, газлифтным или  насосным способом.

Подъем жидкости и газа от забоя скважины на поверхность  составляет основное содержание процесса эксплуатации скважин. Этот процесс  может происходить как за счет природной энергии W_n поступающих к забою скважины жидкости и газа, так и за счет вводимой в скважину энергии с поверхности W_u.

Газожидкостная смесь, выходя из ствола скважин через специальное  устьевое оборудование, направляется в сепараторы (отделители жидкости от газа) и замерные приспособления, затем поступает в промысловые  трубопроводы. Для обеспечения движения смеси в промысловых трубопроводах  на устье скважин поддерживается то или иное давление.