Р.Р. Ибатуллин _Курс лекций_17.10.07

НИ

3) осуществляется соответственный ввод добывающих и нагнетательных

скважин (при проектировании систем поддержания пластового

давления).

АГ

Порядок разбуривания

ка

Лучше всего, если на основе детальной 3D геофизической и

соответствующей геологической модели, можно сразу выбрать направление

е

разбуривания и реализовать запланированную сетку скважин. Но на практике

о

месторождения чаще бурились по редкой се ке с последующим её

уплотнением.

Например,

на

Самотлоре

до

сихт

пор

не реализована

и

запланированная сетка. Это приводит к большой неравномерности выработки

пластов.

б

л

Ползущая

сетка –

это

при

которой

месторождение

стратегия,

и

разрабатывается от периферии к центру.

б

Мгновенное разбуривание – это когда вся сетка бурится за очень короткий

промежуток времени (хорошо и реально для мелких месторождений).

н

н

ая

о

тр

е

к

л

Э

31

I группа

1.

Годовая добыча нефти (динамика годовой добычи), в тыс. тонн.

2.

Темп отбора от начальных извлекаемых запасов (НИЗ), в % или д.ед.

z(t) = qн (t)

НИ

Nизв

3.

Темп отбора от остаточных извлекаемых запасов (текущих извлекаемых

запасов), %. На последний год z = 100%.

ка

АГ

z(t) =

qн (t)

100%

е

Nизв − Qн

4.

Накопленная добыча нефти

т

t

Qн = åq

нi

i=1

5. Коэффициент нефтеотдачи (коэфф циент

озвлечения нефти – КИН) –

отношение накопленной добычи нефти к её начальным геологическим

и

запасам (в % или д.ед.). О е величины должны быть определены в

л

одних условиях (либо в поверхностных, либо в пластовых).

б

Текущий КИН

η(t) =

Qн (t)

(рис. 3.1).

Nгеол

и

Конечныйб

КИН = Nизвл/Nгеол

η

н

н

ая

о

тр

t

Рис. 3.1 Динамика текущего коэффициента извлечения

нефти во времени

6.

Годоваяк

добыча жидкости, в млн. тонн.

Э

л

е

Всего, в том числе механизированным способом.

33

7. Годовая добыча газа, млн. м3.

НИ

Накопленная добыча газа, млрд. м3.

8. Годовая и накопленная закачка рабочего агента, млн. тонн жидкости,

млн. м3 (газа).

АГ

9. Обводненность, в % или д.ед. Обозначение – Вн или ν(t). Это доля воды

в двухфазном потоке продукции:

ка

ν (t) =

qв (t)

qж (t)

е

10.Компенсация

отбора

закачкой

– это

закачанного

объема

отнош ние

воды

к объему отобранной

жидкости.

т

объ ма

считаются

в

Оба

пластовых

условиях.

Этот

показатель

о

варьировать на

разных

м жет

и

этапах и в разных условиях разработки. Вначале он может быть < 100%,

л

потом быть равным 200-300%, а затем опять снижаться.

II группа

и

б

1.

Темп ввода скважин из бурения.

2.

Эксплуатационный фонд.

3.

Действующий эксплуатационный фонд.

ая

4. Количество добывающих би нагнетательных скважин.

5.

Средний дебит скважин по нефти, жидкости, газу, приемистость

н

нагнетательных скв жин.

Рассмотрев

н

ов ые

технологические

показатели

разработки

ос

месторождения, смоделируем изменение важнейшего

из них

– динамику

тр

zэ (τ )=z0 ×e-a×τ

(3.1)

годовой добычи нефти.

Пусть

темпо

разработки

элемента

изменяется

во

времени

по

к

экспоненциальному закону (рис. 3.2):

Э

л

е

34

zэ(τ) 0,12

НИ

0,1

0,08

АГ

0,06

0,04

0,02

0

0

10

20

τ

Рис. 3.2 Динамика темпа разработки во времени

месторожденияе

ка

Как

правило,

время

разработки

велико

(примем в

т

модельном случае стремящимся к бесконечности). Исходя из определения

темпа разработки (см. предыдущую лекцию), очев одно, что:

¥

б

л

и

(3.2)

òzэ (τ )dτ =1

0

Подставляя (3.1) в (3.2), получ м, что a = z0.

Согласно общей формуле для определенияи

добычи из месторождения на

любой стадии разработки, для первойб

стадии можно записать:

qнI (t) = Nкр.э òt

zэ (t -τ ) ×ω(τ )dτ = Nкр.э òt

z0 ×e-z0 ×(t-τ ) ×ωdτ = Nкр.эw ×(1- e-z0 ×t ) .

0

н

ая

0

Т.е. этой зависимостью описывается динамика годовой добычи нефти на

первой

стадии,

н

продолжается разбуривание

и

обустройство

к гда

о

месторождения (t < t*).

Время t* легко найти, зная общее число элементов и скорость их ввода:

е

к

тр

л

t* =

nэ

.

Э

w

35

Если принять, что после окончания первой стадии элементы выбывают с

той же скоростью w, что и вводились (в результате падения дебита ниже

рентабельного, обводнения и т.д.), то:

АГ

НИ

II

× w

é

-z0 ×(t - t*)

- e

-z0 ×t

ù

qн (t) = Nкр.эл

× ëe

û .

Из последнего равенства видно, что при τ

® ¥, Qн ®

0.

ка

qн,

1,8

т

е

млн. тонн в год

1,6

о

1,4

1,2

1

и

w=40 элементов в год

0,8

w=20 элементов в год

0,6

л

0,4

0,2

0

0

5

10

15

20

t, годы

б

Видно, что величина добычи макс мальна в конце первого периода, т.е.

когда t = t*. Тогда

б

и

max

-z

×t*

) =

N

-z

×t*

) ,

qн

(t) = Nкр.эw ×(1

- e

0

t *

(1- e

0

где N – это извлек емые з пасы нефти месторождения.

ая

Режимы работы нефтяных месторождений

н

н

Режим

месторождения

–

это

форма

преобладающего

типа

раб ты

о

пластовой эне гии, посредством которой нефть движется к добывающим

скважинам.

Режим

тр

пласта

определяется

как

искусственно

созданными

работы

к

разработки

месторождения,