Cтраница 4
Период первого этапа разработки характеризуется очень часто фонтанной добычей безводной нефти, продолжительность этого периода зависит от многих факторов, главные из которых: 1) размеры площади и пластовое давление; 2) темпы разбуривания площади и ввода в эксплуатацию скважин; 3) мощность и число продуктивных горизонтов; 4) величина извлекаемых промышленных запасов и 5) методы воздействия на залежь для поддержания пластового давления, и увеличения коэффициента нефтеотдачи. [46]
Если система предполагает последовательный, через определенные, достаточно большие промежутки времени, ввод батарей ( например, от периферии к центру залежи), то уже здесь в какой-то, правда, сильно идеализированной форме учитывают темп разбуривания. Например, первая и каждая следующая батареи должны содержать примерно по 100 скважин и эти скважины, согласно расчетной схеме, вводят сразу через пять лет. Очевидно, что при большей протяженности батарей ( рядов) такой дискретный ввод скважин из бурения, хорошо согласующийся со схемой расчета, реальным быть не может. В действительности скважины вводят с некоторой постепенностью, ничего общего не имеющей с пикообраз-ным вводом скважин из бурения. При небольшом числе рядов, но большей их протяженности скважины ( особенно в условиях моря) вводят по ползущей системе и схему расчета, предполагающую мгновенный ввод всего ряда ( или всех рядов), уже применять нельзя. При площадной системе, особенно при большом числе элементов ее, решать задачу без серьезных коррективов в существующих зависимостях невозможно. [47]
По 2-му варианту разработки нефтяной залежи разбуривание осуществляется в течение семи лет: в течение первых трех лет темп разбуривания такой же, как по 1-му варианту, по 20 скважин в год; в течение следующих четырех лет темп разбуривания меньше в два раза - по 10 скважин в год; уменьшение темпа разбуривания делается для стабилизации добычи нефти. По 2-му варианту в отличие от 1-го варианта предельная весовая обводненность дебита жидкости добывающей скважины, равная Л2 0 95 или 95 %, вводится с самого начала разработки нефтяной залежи, что соответственно сразу значительно увеличивает Q - разрабатываемые начальные извлекаемые запасы нефти на скважину проектной сетки и еще более значительно увеличивает QFO разрабатываемые расчетные начальные извлекаемые запасы жидкости. Поэтому только один раз осуществляется корректировка начальных извлекаемых запасов нефти и жидкости на проектную скважину. [48]
По 2-му варианту разработки нефтяной залежи разбуривание осуществляется в течение семи лет: в течение первых трех лет темп разбуривания такой же, как по 1-му варианту, по 20 скважин в год; в течение следующих четырех лет темп разбуривания меньше в два раза - по 10 скважин в год; уменьшение темпа разбуривания делается для стабилизации добычи нефти. По 2-му варианту в отличие от 1-го варианта предельная весовая обводненность дебита жидкости добывающей скважины, равная Л2 0 95 или 95 %, вводится с самого начала разработки нефтяной залежи, что соответственно сразу значительно увеличивает Q - разрабатываемые начальные извлекаемые запасы нефти на скважину проектной сетки и еще более значительно увеличивает QFO разрабатываемые расчетные начальные извлекаемые запасы жидкости. Поэтому только один раз осуществляется корректировка начальных извлекаемых запасов нефти и жидкости на проектную скважину. [49]
По данным табл. 3.5 также видно, что если интенсивность отбора запасов нефти может быть высокой ( / 0 20 1 / год) благодаря повышенной и высокой продуктивности нефтяных пластов и возросшим современным техническим возможностям, то есть смысл не ограничивать и практически осуществлять такую высокую интенсивность на разбуренной части нефтяной залежи, а необходимую более низкую интенсивность отбора запасов нефти в целом по залежи иметь за счет изменения ( замедления) темпа разбуривания залежи. [50]
Так, фактическое обводнение нефтяной залежи зависит: от величины расчетной послойной неоднородности нефтяных пластов или неравномерности вытеснения нефти водой в типичную добывающую скважину при фиксированных условиях эксплуатации; от соотношения подвижностей вытесняющей воды и вытесняемой нефти, от неблагоприятного изменения этого соотношения при снижении забойного давления добывающих скважин ниже давления насыщения нефти газом; от техники откачки нефти из добывающих скважин; от технологии эксплуатации этих скважин; от зональной неоднородности нефтяных пластов, проявляющейся в различии добывающих скважин по темпу отбора своих подвижных запасов нефти; от порядка и темпа разбуривания нефтяной залежи; от фактической ограниченной долговечности скважин и хаотического их выбытия и от других факторов. [51]
Устанавливаются следующие основные показатели разработки: 1) наиболее выгодный уровень добычи нефти; 2) темпы роста и время достижения наивысшего уровня добычи нефти; 3) длительность второй стадии разработки, характеризующейся более или менее стабильной добычей; 4) начало и конец третьей стадии разработки, в течение которой происходит резкое снижение добычи нефти, сопровождаемое интенсивным ростом обводненности продукции скважин; 5) продолжительность четвертой, завершающей стадии разработки; 6) накопленная добыча нефти в течение каждой стадии разработки; 7) динамика роста добычи воды; 8) темпы закачки воды на каждой стадии разработки; 9) темпы разбуривания каждой залежи; 10) ожидаемое изменение эксплуатационного фонда скважин; 11) необходимое количество разведочных скважин для обеспечения эксплуатационного бурения разведанными фондами; 12) определение капитальных вложений и текущих эксплуатационных расходов на каждой стадии разработки; 13) себестоимость нефти на каждой стадии разработки и в целом за весь период разработки. [52]