3. По порядку вскрытия и вводу в разработку объектов разработки

1. Разработка «сверху- вниз»

Применяется, если:

1. в данный момент нет технич. средств, которые позволяют бурить нижележащий пласт;

2. приведенные пластовые давления сильно отличаются;

3. запасы нижележащего пласта, на данный момент времени, можно отнести к забалансовым.

Уменьшается диаметр скв. в зоне 2-го пласта- это приводит к снижению продуктивности (дебита) скв., к снижению пропускной способности скв., к уменьшению диаметра скв. оборудования => производительности этого оборудования.

2. Разработка «снизу-вверх» (+ Мин. Затрата на бурение, - закаленный переток)

3. Одновременно-раздельная эксплуатация. (+ Мах. Добыча, Мин. Время разработки, - сложность)

4. По виду энергетического воздействия на пласт

При решении вопроса о необходимости и целесообразности ППД исходят из след. Соображений, если на естесств. Режимах раз-ки м/р мы имеем рац. Систему раз-ки для данного м/р поддерживать пласт.давление не надо. На практике к решению этого обычно подходят след.образом: если к концу раз-ки Рпл>Ркр, ППД надо, если Рпл ≈ Ркр, то вопрос о необходимости ППД решается доп. Технико-технологическими расчетами, если Рпл<Ркр ,то надо ППД. Для ППД можно использовать газ или воду.

34. Основные технолог-е показатели раз-ки и их динамика.

Технологией разработки нефтяных месторождений называется совокупность способов, применяемых для извлечения нефти из недр.

Разработка каждого нефтяного месторождения характеризуется определенными показателями. Рассмотрим общие показатели, присущие всем технологиям разработки. К ним можно отнести следующие:

Добыча нефти — основной показатель, суммарный по всем добывающим скважинам,

пробуренным на объект в единицу времени, и среднесуточная добыча приходящаяся на одну скважину. Характер изменения во времени этих показателей зависит не только от свойств пласта и насыщающих его жидкостей, но и от технологических операций, осуществляемых на месторождении на различных этапах разработки.

Добыча жидкости — суммарная добыча нефти и воды в единицу времени. Из скважин в чисто нефтеносной части залежи в течение какого-то времени безводного периода эксплуатации скважин добывают чистую нефть. По большинству месторождений рано или поздно продукция их начинает обводняться. С этого момента времени добыча жидкости превышает добычу нефти.

Добыча газа . Этот показатель зависит от содержания газа в пластовой нефти, подвижности его относительно подвижности нефти в пласте, отношения пластового давления к давлению насыщения, наличия газовой шапки и системы разработки месторождения.

Газового фактора, т.е. отношения объема добываемого из скважины за единицу времени газа, приведенного к стандартным условиям, к добыче за ту же единицу времени дегазированной нефти. Средний газовый фактор как технологический показатель разработки определяют по отношению текущей добычи газа к текущей добыче нефти.

Т – срок разработки – это время, с начала эксплуатации скважин до ликвидации последней скважины на месторождении (год)

Обводненность продукции — отношение дебита воды к суммарному дебиту нефти и воды. Этот показатель изменяется во времени от нуля до единицы:

.

Темп отбора жидкости — отношение годовой добычи жидкости в пластовых условиях к извлекаемым запасам нефти, выражается в % в год.

темп раз-ки z – показывает какую долю от балансовых или извлекаемых запасов нефти мы отбираем ежегодно. Z= Qн/G (Qн/N). Характеризует как быстро мы разрабатываем месторож-е. z может дойти до 0,06 балансовых, 0,12 извлекаемых.

Объем закачки – показывает сколько воды закачивается ежегодно в пласт. Динамика изменения этого парметра будет зависеть от применяемой си-мы заводнения, от продолжительности работы сис-мы заводнения и от изменения величины отборов. Кз- коэфф компенсации закачкой. Кз=Qз/Qотб – показывает в какой мере мы компенсируем закачкой. Если Кз‹1 то Рпл падает, если Кз=1 Рпл=const, если Кз›1 то Рпл возрастает.

Водонефтяной фактор — отношение текущих значений добычи воды к нефти на данный момент разработки месторождения, измеряется в .

Пластовое давление - средневзвешенная по площади или объему пласта величина давления. Строятся карты изобар и по ним на различные моменты времени опред. средневзвеш. Рпл.

Пластовая температура. В процессе разработки этот параметр изменяется в результате дроссельных эффектов в призабойных зонах пласта, закачки в пласт теплоносителей, создания в нем движущегося фронта горения.

Темп отбора нефти — отношение годовой добычи нефти в пластовых условиях к извлекаемым запасам нефти, выражается в % в год.

Параметр плотности сетки скважин — площадь объекта разработки, приходящаяся на одну скважину. Если площадь нефтеносности месторождения равна , а число добывающих и нагнетательных скважин на месторождении , то

.

Параметр — отношение числа нагнетательных скважин к числу добывающих скважин, т.е. . Этот параметр, характеризует интенсивность системы заводнения.

Параметр — отношение числа резервных скважин к числу добывающих скважин основного фонда, т.е. .

Параметр - это отношение фонда скважин работающих к общему фонду скважин.

Параметр - мак. нефтеотдача, которую можно получить в лаб. Условиях при многократной промывке образца породы.

Параметр - отношение площади пласта, охватывающего вытеснением площади пласта.

Параметр - коэффициент охвата – это отношение толщины пласта, охватывающего вытеснением к общей толщине пласта.

Параметр

Параметр - отношение рабочих добывающих скважин к общему.

Накопленная добыча нефти, воды и жидкости- под ней понимаютобщее кол-во продукции, добытой из залежи за все время, прошедшее с начала раз-ки. ΣQж> ΣQн +ΣQв.

Водный фактор W , W =ΣQв/ ΣQн

Отношение накопленной добычи воды к накопленной добычи нефти. Физический смысл: показывает сколько в среднем добыто воды, чтобы добыть одну тонну нефти (с начала раз-ки).

Qз – сколько воды закачивается в пласт ежегодно.

ΣQз – накопленная закачка, сколько всего закачано воды с начала раз-ки, + доля газа.

Кз - коэф. компенсации закачкой, Кз = ΣQз/ ΣQотб.Показывает какую долю отбора мы компенсировали закачкой.

Кзt – текущая закачка. Кзt = Qз/ Qотб., Кзt>1 => Рпл -возр., Кзt<1 => Рпл –убыв.

Коэф. нефтеотдачи (конечный коэф. НО)- ηк = N/G ,N- извлекаемые запасы, G – балансовые запасы. N= G* ηвыт; ηвыт- опред. в лаб. усл.(промывка керна пока из него не пойдет 100% воды).

ηтек – текущий коэф. нефтеотдачи, ηтек = ΣQн/ G.

ΣQ = N* ηохв = G* ηвыт *ηохв,

ηохв – показывает долю заводненных объемов пласта в общем объеме пласта.