ДИНАМИКА ДОБЫЧИ НЕФТИ, ГАЗА, ПОПУТНОЙ ВОДЫ

ИЗ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ОБЪЕКТОВ ПРИ ВЫТЕСНЕНИИ НЕФТИ ВОДОЙ

Состояние разработки эксплуатационного объекта или его части (пласта, блока, участка) харак­теризуется такими основными показателями, как текущая годовая (квартальная, месячная) и накопленная добыча нефти, газа, попутной воды. Изменение в процессе эксплуатации объекта основных (и других) текущих показателей разра­ботки во времени или в зависимости от нефтеизвлечения (газоизвлечения), а также от степени использования извле­каемых запасов принято называть динамикой соответствую­щих показателей разработки. При анализе разработки экс­плуатационных объектов и при обобщении опыта разра­ботки групп эксплуатационных объектов обычно используют годовые показатели.

Основные показатели разработки выражают в абсолют­ных единицах измерения (добыча нефти, воды, жидкости в тыс. т, добыча газа в млн. м³). Для сравнительного анализа результатов разработки разных эксплуатационных объектов используют выражение этих показателей в относительных единицах: годовую добычу нефти, газа характеризуют темпом разработки, выражая ее в процентах начальных извлекаемых запасов. Годовой отбор жидкости из нефтяных объектов также выражают в процентах начальных извлекаемых запасов нефти. Годовую добычу нефти, газа характеризуют, кро­ме того, темпом отбора остаточных (текущих) извлекаемых запасов, выражая его в процентах остаточных (текущих) за­пасов.

Относительные отборы добываемой вместе с нефтью воды характеризуются показателем обводненности продукции, оце­нивающим содержание воды в процентах в отобранном за определенный период количестве жидкости (нефть + вода). Полученную с начала разработки на определенную дату добы­чу нефти, газа выражают в процентах начальных балансовых запасов (текущее нефтегазоизвлечение) и в процентах началь­ных извлекаемых запасов (степень использования извлекае­мых запасов).

Динамику указанных показателей разработки целесооб­разно анализировать по стадиям, выделяемым в общем пе­риоде эксплуатации объекта.

Весь период разработки нефтяного эксплуатационного объекта подразделяют на четыре стадии (рис. 74):

I стадия — стадия освоения эксплуатационного объекта — характеризуется ростом годовой добычи нефти; на этой стадии разбуривают и вводят в эксплуатацию основной фонд скважин (или его большую часть), осваивают предусмотренную систему воздействия на пласты;

II стадия — стадия сохранения достигнутого наибольшего годового уровня добычи нефти, который принято называть максимальным уровнем добычи (максимальным темпом разработки); на этой стадии бурят и вводят в эксплуатацию оставшиеся скважины основного фонда и значительную часть резервных скважин, развивают систему воздействия на пласты,
выполняют комплекс геолого-технологических мероприятий по регулированию процесса разработки (см. главу XVI);

III стадия — стадия падения добычи нефти вследствие извлечения из недр большой части запасов; на этой стадии с целью замедления падения добычи осуществляют дальнейшее развитие системы воздействия, продолжают бурение резерв­ных скважин, изоляционные работы в скважинах, расши­ряют комплекс мероприятий по управлению процессом раз­работки;

Рис. 74 Стадии разработки эксплуатационного объекта

IV стадия завершает период разработки; характеризуется дальнейшим снижением добычи нефти при низких темпах разработки; на этой стадии продолжают работы по регули­рованию разработки и проведению комплекса технологичес­ких мероприятий по достижению запроектированного коэф­фициента нефтеизвлечения.

Границы между стадиями разработки устанавливаются сле­дующим образом. К II стадии относят годы разработки с максимальным уровнем добычи нефти и примыкающие к ним годы, в которые добыча отличалась от максимальной не более чем на 10 %. Предшествующие годы относят к I стадии разработки. Следующие за II стадией годы относят к III ста­дии. Границу между III и IV стадиями определяет точка на участке кривой динамики добычи нефти, отражающем ее па­дение, в которой темп разработки равен 2 %. Первые три стадии составляют основной период разработки, четвертую называют завершающим периодом. В литературе нередко I и II стадии объединяют в ранний, а III и IV — в поздний перио­ды разработки.

Характер динамики основных показателей разработки эксплуатационных объектов многообразен и в первую оче­редь зависит от промыслово-геологических особенностей за­лежей. Внедрение соответствующих систем разработки и про­ведение работ по ее регулированию позволяют несколько ни­велировать разницу в динамике основных показателей по объектам с неодинаковой геологической характеристикой.

Характерные различия в динамике основных показателей разработки залежей нефти выявляются путем обобщения опыта разработки. При обобщении опыта проводится ук­рупненный сравнительный анализ истории разработки по залежам с разными геологическими характеристиками. Срав­нение проводят по одноименным стадиям разработки.

Сравнивают кривые, отражающие годовую добычу нефти и жидкости, динамику обводнения продукции, нефтеизвлече­ния и др.

Для удобства сравнения и обеспечения надежности выво­дов придерживаются следующих правил:

· годовые показатели добычи нефти и жидкости выражают в процентах от начальных извлекаемых запасов, т.е. в виде темпов добычи;

· динамику всех годовых показателей рассматривают в от­носительном времени — на оси абсцисс показывают не годы разработки, а начальные извлекаемые запасы, принятые по каждому из анализируемых объектов за 100 %;

· для обобщения опыта отбирают залежи, находящиеся в завершающем периоде разработки, из которых получено бо­лее 80 % начальных извлекаемых запасов; это обеспечивает надежность определяемых годовых темпов разработки, по­скольку обычно к этому времени запасы можно считать до­стоверными; к тому же к этому времени уже формируются представительные кривые показателей разработки за три стадии и за начало четвертой.

Ниже приведены некоторые результаты обобщения опыта по залежам нефти, введенным в разработку в 50-х годах, в основном в Волго-Уральском нефтяном регионе, по отдель­ным залежам Северного Кавказа и других регионов.

Это объекты, как правило, с большими запасами нефти, относительно благоприятными геологическими условиями — со средней проницаемостью пластов более 0,1 мкм², вязкос­тью пластовой нефти до 30 мПа·с, с высокой нефтенасыщенностью пластов (0,75 — 0,9), с разной степенью неоднороднос­ти продуктивных пластов.

Динамика основных показателей разработки по этим объ­ектам рассмотрена ниже.

Добыча нефти.I стадию разработки характеризуют глав­ным образом темпы роста добычи нефти, обусловливающие ее продолжительность. На этой стадии они медленнее, и ста­дия более продолжительна на объектах с большой площадью нефтеносности и с усложненными геологическими условиями бурения скважин. Продолжительность I стадии можно суще­ственно сократить за счет активизации деятельности буровых и строительных подразделений, осваивающих объект. По разным объектам продолжительность I стадии изменяется от одного года до 7 —8 лет и более. Практически по всем объек­там за I стадию отбиралось около 20 % начальных извлекае­мых запасов.

II стадия характеризуется максимальным темпом разра­ботки, продолжительностью, долей отбора извлекаемых запа­сов ко времени ее окончания. Максимальные темпы разра­ботки разных объектов зависят от их геолого-промысловой характеристики и изменяются в широких пределах — от 4 до 16 —20 % начальных извлекаемых запасов в год. С увеличе­нием продуктивности объекта при прочих равных условиях достигаются более высокие уровни добычи. Геологические факторы, обусловливающие увеличение продолжительности I стадии разработки, приводят к снижению максимальных темпов разработки. Так, при большой площади нефтеносно­сти в связи с большой продолжительностью I 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. Дальнейшее разбуривание и ввод новых скважин позволяют лишь компенсировать падение добычи по ранее пробурен­ным скважинам, т.е. обеспечивают увеличение продолжи­тельности II стадии разработки. Таким образом, продолжи­тельность I стадии и темпы добычи нефти на II стадии тесно взаимосвязаны. Следовательно, увеличение максимальных темпов добычи, так же как и сокращение продолжитель­ности I стадии, может быть достигнуто путем активизации работ по освоению месторождения. Важна также правильная последовательность выполнения проектных технологических мероприятий. На I стадии разработки следует сосредото­чивать внимание на той части проектных мероприятий, которые необходимы для обеспечения максимальных тем­пов разработки и сокращения продолжительности I ста­дии.

Продолжительность II стадии по объектам с разными ха­рактеристиками находится в пределах от 1—2 до 5 — 8 лет. Малая продолжительность характерна:

ü для залежей с повышенной 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;

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

Доля извлекаемых запасов, отбираемая к концу II стадии, во многом определяется относительной вязкостью нефти. При ц₀ менее 5 она составляет 50 %, а при более высоких значениях — 25 — 30%. Называя эти ориентировочные циф­ры, следует отметить следующее.

1. Для предотвращения преждевременного падения добычи нефти на нефтяных эксплуатационных объектах необходимо в течение II стадии проводить большой комплекс геолого-технологических мероприятий по совершенствованию систе­мы разработки и ее регулированию. При преждевременном снижении добычи, происходящем несмотря на активную работу по регулированию разработки, молено предполагать завышенность извлекаемых запасов.

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

Весьма сложной является III стадия разработки, в которой из-за истощения запасов происходит неизбежное падение добычи нефти. На этой стадии из разных объектов отбира­ется 30 — 50% извлекаемых запасов нефти. Нарастающая 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 III стадии весьма показателен среднегодовой темп па­дения добычи. Обобщение опыта разработки при вытесне­нии нефти водой показало, что темпы падения добычи нефти на III стадии зависят от показателей добычи на предшеству­ющих стадиях — от максимального темпа 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 можно использовать комплексный показатель, названный интенсивностью разработки до начала падения добычи. Этот показатель представляет собой произведение значения мак­симального темпа разработки объекта в процентах на долю извлекаемых запасов нефти, отобранных к концу II стадии разработки:

(XII.1)

(XII. 1)

где - максимальная годовая добыча нефти; — на­чальные извлекаемые запасы нефти; q_i — добыча нефти за i-й год первых двух стадий; — продолжительность пер­вых двух стадий разработки.

Средний темп падения добычи на III стадии определя­ют как среднее арифметическое значение темпов падения за годы этой стадии (годовые темпы падения (в %) выражают отношением годового снижения добычи нефти к добыче пре­дыдущего года):

(XII.2)

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

В результате анализа фактических данных по большой группе объектов, длительно разрабатывавшихся с вытеснени­ем нефти водой, получена прямолинейная зависимость , описываемая формулой

(XII.3)

Из рис. 75 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 пород и других геологических факторов, обеспечивающих высокую интенсивность разработки до начала падения до­бычи.

Рис. 75. Зависимость среднегодовых темпов падения добычи из эксплуатационных объектов на III стадии разработки от интенсивности использования запасов в предшествующий период разработки.

Эксплуатационные объекты, завершаемые разработкой, с продуктивностью: 1 — небольшой и средней, 2 — высокой

Большие темпы падения добычи на III стадии разработки, обусловленные очень высоким максимальным темпом раз­работки, не всегда желательны. Поэтому при проектировании разработки объектов с благоприятной геологической харак­теристикой максимальный темп добычи нефти устанавливают несколько ниже геологически возможного. 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.

По небольшим залежам, особенно расположенным в пре­делах многопластового месторождения или одной площади, для которых создана единая система сбора и подготовки нефти и предусмотрен последовательный их ввод в разработ­ку, темпы разработки каждой из них могут не ограничивать­ся. При этом по 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 вводят.

В условиях вытеснения нефти водой при должном совер­шенствовании систем разработки к концу III стадии, т.е. за основной период разработки, отбирают из объектов 75 — 90 % извлекаемых запасов нефти. Нижний предел этого ин­тервала показателен для залежей с повышенной вязкостью пластовой нефти. При малой вязкости нефти и хороших фильтрационных свойствах пород-коллекторов использова­ние запасов за основной период разработки может состав­лять 80-90%.

На IV стадии темпы разработки снижаются с 2 % до 0 (средние за стадию темпы менее 1 %). За стадию необходимо отбирать 10 — 25% извлекаемых запасов нефти. Продолжи­тельность стадии обычно велика и нередко соразмерна с продолжительностью всего основного периода.

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

Обводненность В (%) продукции, добытой за опреде­ленный период, определяется по формуле:

где — количество попутной воды, полученной за период; — количество жидкости (нефть + вода), добытой за тот лее 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. 76).

Кривые для объектов с малой относительной вязкостью пластовой нефти ( до 5)* располагаются в правой части рис. 76. Из этих объектов на I 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.

Рис. 76. Динамика обводнения продукции в процессе разработки эксплуатационных объектов с различной вязкостью пластовой нефти:

В — обводненность продукции; — начальные извлекаемые запасы нефти; II — II, III —III — границы завершения соответственно II и III стадий раз­работки; шифр кривых — значения относительной вязкости пластовой нефти

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. 76. 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, которая не выполняет работы по вытеснению нефти из плас­тов. В то лее время проведение необоснованных мероприя­тий по ограничению отборов попутной воды (путем вывода из эксплуатации скважин с невысокой обводненностью, изо­ляции обводняющихся пластов с незакончившимся процес­сом вытеснения нефти и др.) может приводить к повы­шенным потерям нефти в недрах.

*Относительная вязкость — это отношение вязкости нефти к вязкости вытесняющей воды в пластовых условиях.

Темпы отбора жидкости.В условиях роста обводнения добываемой продукции заданная динамика добычи нефти обеспечивается лишь при достаточных темпах годовых отбо­ров жидкости , %:

(XII.5)

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

Оптимальная динамика годовых отборов жидкости тесно связана с динамикой добычи нефти и обводнения продукции и, следовательно, с теми промыслово-геологическими 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 три разновидности динамики годовых отборов жидкости в течение III стадии: а) постоянное снижение; б) сохранение годовых отборов на уровне II стадии разра­ботки; в) постепенное наращивание с превышением в конце стадии уровня, достигнутого на II стадии, в 1,5 — 2,5 раза.

Снижение отборов жидкости на III стадии (рис. 77, а) ха­рактерно главным образом для высокопродуктивных эксплу­атационных объектов небольших размеров, которым свойст­венны высокий максимальный темп добычи нефти (8— 10 % и выше) и низкая обводненность продукции (40 — 50 %) к концу основного периода.

Сохранение на III стадии разработки постоянных отборов жидкости на уровне отборов II стадии (рис. 77, б) присуще вы­сокопродуктивным объектам значительных размеров, на кото­рых обводненность продукции к концу III стадии несколько выше — 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 (рис. 77, ,) характерно для залежей маловязкой нефти, при­уроченных к продуктивным пластам с весьма неоднородным строением или пониженной проницаемостью пород-коллекторов, особенно при больших размерах площадей 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 — 80 %, иногда и более).

Рис. 77. Разновидности динамики добычи нефти (1) и отбора жидкости (2) из залежей:

а—„ — залежи с различными геолого-промысловыми характеристиками. I — IV — стадии разработки; Z — темпы добычи нефти и отбора жидкости; — начальные извлекаемые запасы нефти

На залежах нефти с повышенной вязкостью (рис. 76, „) 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 I 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. 78 приведены характеристики вытес­нения, примерно соответствующие разновидностям динамики отбора жидкости, показанным на рис. 76. 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.

Рис. 78. Характеристики вытеснения нефти водой при разработке залежей.

Залежи: а, б, , — маловязкой нефти (от а к „ геолого-промысловая харак­теристика залежи ухудшается), „ — вязкой нефти; — коэффициент извлечения нефти; V_B — объемы внедрившейся воды

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 (см. главу XVIII).

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.

На газовых эксплуатационных объектахвесь 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.

I 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.

III стадия — период интенсивного падения добычи.

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

Обобщение опыта разработки газовых залежей, выполнен­ное А.Л. Козловым, П.Г. Шмыглей, М.Л. Фишем, И.Л. Леонтье­вым, Е.Н. Храменковым и другими исследователями, 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 I 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.

Поиск по сайту: