Технологией разработки нефтяных месторождений называется совокупность способов, применяемых для извлечения нефти из недр. В данном выше понятии системы разработки в качестве одного из определяющих ее факторов указано наличие или отсутствие воздействия на пласт. От этого фактора зависит необходимость бурения нагнетательных скважин. Технология же разработки пласта не входит в определение системы разработки. При одних и тех же системах можно использовать различные технологии разработки месторождений. Конечно, при проектировании разработки месторождения необходимо учитывать, какая система лучше соответствует избранной технологии, и при какой системе разработки могут быть наиболее легко получены заданные показатели.
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. Добычу газа характеризуют с помощью 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.
При разработке месторождения с поддержанием пластового давления выше давления насыщения газовый фактор остается неизменным и поэтому характер изменения добычи газа повторяет динамику добычи нефти. Если же в процессе разработки пластовое давление будет ниже давления насыщения, то газовый фактор изменяется следующим образом. Во время разработки на режиме растворенного газа средний газовый фактор вначале увеличивается, достигает максимума, а затем уменьшается и стремится к нулю при пластовом давлении, равном атмосферному. В этот момент режим растворенного газа переходит в режим гравитационный.
Рассмотренные показатели отражают динамическую характеристику процесса извлечения нефти, воды и газа. Для характеристики процесса разработки за весь прошедший период времени используют интегральный показатель - накопленную добычу. Накопленная добыча нефти отражает количество нефти, добытое по объекту за определенный период времени с начала разработки, т.е. с момента пуска первой добывающей скважины.
Накопленная добыча нефти
 ,
| (4.1) |
где 
- время разработки месторождения; 
-текущее время.
В отличие от динамических показателей накопленная добыча может только увеличиваться. Со снижением текущей добычи темп увеличения соответствующего накопленного показателя уменьшается. Если текущая добыча равна нулю, то рост накопленного показателя прекращается, и он остается постоянным.
Помимо рассмотренных абсолютных показателей, выражающих количественно добычу нефти, воды и газа, используют и относительные, характеризующие процесс извлечения продуктов пласта в долях от запасов нефти.
Текущая нефтеотдача выражает отношение накопленной добычи нефти в данный период эксплуатации месторождения к его геологическим запасам
 ,
| (4.2) |
Конечная нефтеотдача - это отношение извлекаемых запасов месторождения к геологическим
 ,
| (4.3) |
Конечная нефтеотдача характеризует в конечном итоге качество и эффективность разработки данного месторождения.
Темп разработки (
) - отношение годовой добычи нефти к извлекаемым запасам, выражается в процентах.
 ,
| (4.4) |
Этот показатель изменяется во времени, отражая влияние на процесс разработки всех технологических операций, осуществляемых на месторождении, как в период его освоения, так и в процессе регулирования.
По темпу разработки (разбуривания) различают сплошную и замедленную системы разработки продуктивного пласта. Сплошную систему разработки (понимая под этим быстрое разбуривание залежи) целесообразно применять для залежей нефти с режимом растворенного газа.
Сгущающуюся (замедленную) систему разработки следует применяют для пластов, характеризующихся значительной фациальной изменчивостью или тектонической нарушенностью, вызывающими большое колебание дебитов по площади.
Сгущающаяся система позволяет уточнять местоположение последующих эксплуатационных скважин и уменьшать число возможных неудачных скважин.
Применение ползущей (замедленной) системы разработки (разбуривания) пласта обусловливается:
1. Недостаточной разведанностью пласта, когда число эксплуатационных скважин приходится увеличивать по мере приращения дополнительных разведанных фондов; такая система разработки оказывается вынужденной и является следствием запаздывания разведочных работ по сравнению с плановыми заданиями по добыче;
2. Большими размерами продуктивной площади, когда одновременное бурение всех запроектированных эксплуатационных скважин по технико-экономическим соображениям невозможно и нецелесообразно;
3. Избранной технологической схемой разработки пласта, например, при водонапорном режиме, когда пласт разбуривается посредством кольцевых батарей от периферии залежи к центру; в этом случае одновременная закладка более трех-четырех батарей при проведении законтурного нагнетания воды нецелесообразна из-за экранирования внутренней батареи более крайними. Применение ползущей системы разработки при этом требует последовательного наращивания новых батарей от периферии к центру по мере обводнения крайних.
Применение ползущей системы разработки, с движением от разведанной части пласта к неразведанной является нерациональным.
Кроме темпа разработки (разбуривания) пласта следует различать темп выработки пласта. Темп выработки пласта определяют в процентах годовой добычи от балансовых запасов. Сравнение темпов более эффективно их оценивать, поскольку при сравнении темпов отбора по промышленным запасам нарушается объективность сравнения из-за нередко субъективной оценки коэффициента нефтеотдачи, определяющего промышленные запасы, которые могут быть извлечены из числа подсчитанных балансовых (т.е. начальных геологических запасов).
Вопрос о темпах отборов имеет большое значение. Установление соответствующих темпов отбора нефти и оптимальных сроков разработки залежи является одной из важнейших задач проектирования и осуществления разработки. Правильное решение указанного вопроса в ряде случаев сопряжено с большими трудностями ввиду сложного строения и изменчивых физических свойств нефтяных пластов.
Совершенно очевидно, что формальное установление темпа отбора путем определения соотношений годовой добычи нефти к начальным ее запасам, без учета геологических особенностей строения продуктивного пласта, является неправильным. Известно, что на темп разработки влияет ряд различных факторов, значение которых в отдельности не изучено.
Наилучшим фактором оценки интенсивности разработки является скорость стягивания контура нефтеносности. Этот показатель отражает геологическую характеристику нефтяного пласта, энергетические свойства пласта и искусственные мероприятия по воздействию на пласт.
Кроме того, скорость вытеснения нефти влияет на суммарную нефтеотдачу пласта и может в некоторой степени свидетельствовать о рациональности применяемой системы разработки. При наличии низких скоростей стягивания контуров нефтеносности градиенты давлений, создаваемые в пласте, не обеспечивают эффективного вытеснения нефти из пор, особенно из пор малого размера, в которых нефть будет удерживаться капиллярными силами. При весьма высоких скоростях могут образоваться языки обводнения, что может привести к неравномерному и неполному вытеснению нефти из пласта, в обоих случаях это приводит к снижению, иногда значительному, коэффициента нефтеотдачи.
В связи с указанным при установлении оптимальных темпов отбора следует учитывать не только мероприятия по воздействую на пласт, но и геологические факторы: форму залежи нефти, структуру порового пространства, литологическую однородность пород, свойства пластовых жидкостей, так как все они влияют на скорость стягивания контура нефтеносности.
На рис. 4.3 приведены кривые, характеризующие темп разработки во времени по двум месторождениям с различными геолого-физическими свойствами. Судя по приведенным зависимостям, процессы разработки этих месторождений существенно отличаются. По кривой 1 можно выделить четыре периода разработки, которые будем называть стадиями.
Рис. 4.3 - График изменения темпа разработки во времени
I - месторождение А; II - месторождение В; 1, 2, 3, 4 –стадии разработки
Первая стадия (стадия ввода месторождения в эксплуатацию), когда происходит интенсивное бурение скважин основного фонда, темп разработки непрерывно увеличивается и достигает максимального значения к концу периода. На ее протяжении добывают, как правило, безводную нефть. Длительность ее зависит от размеров месторождения и темпов бурения скважин, составляющих основной фонд.
Достижение максимального годового отбора извлекаемых запасов нефти не всегда совпадает с окончанием бурения скважин. Иногда оно наступает раньше срока разбуривания залежи.
Вторая стадия (стадия поддержания достигнутого максимального уровня добычи нефти) характеризуется более или менее стабильными годовыми отборами нефти. В задании на проектирование разработки месторождения часто указывают именно максимальную добычу нефти, год, в котором эта добыча должна быть достигнута, а также продолжительность второй стадии.
Основная задача этой стадии осуществляется путем бурения скважин резервного фонда, регулирования режимов скважин и освоения в полной мере системы заводнения или другого метода воздействия на пласт. Некоторые скважины к концу стадии перестают фонтанировать и их переводят на механизированный способ эксплуатации (с помощью насосов).
Третья стадия (стадия падающей добычи нефти) характеризуется интенсивным снижением темпа разработки на фоне прогрессирующего обводнения продукции скважин при водонапорном режиме и резким увеличением газового фактора при газонапорном режиме. Практически все скважины эксплуатируются механизированным способом. Значительная часть скважин к концу этой стадии выбывает из эксплуатации.
Четвертая стадия (завершающая стадия разработки) характеризуется низкими темпами разработки. Наблюдаются высокая обводненность продукции и медленное уменьшение добычи нефти.
Первые три стадии, в течение которых отбирают от 70 до 95% от извлекаемых запасов нефти, образуют основной период разработки. На протяжении четвертой стадии извлекают оставшиеся запасы нефти. Однако именно в этот период, характеризующий в целом эффективность реализованной системы разработки, определяют конечное значение количества извлекаемой нефти, общий срок разработки месторождения и добывают основной объем попутной воды.
Как видно из рисунка 4.3 (кривая II), для некоторых месторождений характерно, что следом за первой стадией наступает стадия падения добычи нефти. Иногда это происходит уже в период ввода месторождения в разработку. Такое явление характерно для месторождений с вязкой нефтью или тогда, когда к концу первой стадии были достигнуты высокие темпы разработки порядка 12-20 %/год и более. Из опыта разработки следует, что максимальный темп разработки не должен превышать 8-10 %/год, а в среднем за весь срок разработки величина его должна быть в пределах 3-5 %/год.
Отметим еще раз, что описанная картина изменения добычи нефти из месторождения в процессе его разработки будет происходить естественно в том случае, когда технология разработки месторождения и, может быть, система разработки останутся неизменными во времени. В связи с развитием методов повышения нефтеотдачи пластов на какой-то стадии разработки месторождения, скорее всего на третьей или четвертой, может быть применена новая технология извлечения нефти из недр, вследствие чего снова будет расти добыча нефти из месторождения.
В практике анализа и проектирования разработки нефтяных месторождений используют также показатели, характеризующие темпы отбора запасов нефти во времени: темп отбора балансовых запасов 
и темп отбора остаточных извлекаемых запасов 
. По определению
 ,
| (4.5) |
где 
- годовая добыча нефти по месторождению в зависимости от времени разработки; 
- балансовые запасы нефти.
Если (4.4) - темп разработки, то связь между и 
выражается равенством
 ,
| (4.6) |
где 
- нефтеотдача к концу срока разработки месторождения.
Темп отбора остаточных извлекаемых запасов нефти
 ,
| (4.7) |
где 
- накопленная добыча нефти по месторождению в зависимости от времени разработки
Выведем формулу, связывающую показатели 
и Из (4.7) следует
Продифференцировав по времени обе части этого равенства, получим:
.
Учитывая, что 
, получим следующее выражение:
 ,
| (4.8) |
Подставив в последнее равенство выражение для 
, будем иметь
 ,
| (4.9) |
Дифференциальное уравнение (4.9) позволяет вычислять значения 
при известных 
.
Рассмотрим интегральный показатель процесса добычи нефти:
 ,
| (4.10) |
где 
- коэффициент использования извлекаемых запасов. Его значение непрерывно возрастает, стремясь к единице. Действительно, при 
 ,
| (4.11) |
так как добыча нефти к концу разработки становится равной извлекаемым запасам.
По аналогии текущую нефтеотдачу или коэффициент отбора балансовых запасов определяют из выражения:
 ,
| (4.12) |
К концу разработки месторождения, т.е. при 
, нефтеотдача
 ,
| (4.13) |
Обводненность продукции В - отношение дебита воды к суммарному дебиту нефти и воды. Этот показатель изменяется во времени от нуля до единицы:
 ,
| (4.14) |
Характер изменения показателя В зависит от ряда факторов. Один из основных - отношение вязкости нефти к вязкости воды в пластовых условиях 
:
 ,
| (4.15) |
где 
и 
- динамическая вязкость соответственно нефти и воды.
При разработке месторождений с высоковязкой нефтью вода может появиться в продукции некоторых скважин с начала их эксплуатации. Некоторые залежи с маловязкой нефтью разрабатываются длительное время с незначительной обводненностью. Граничное значение 
между вязкой и маловязкой нефтью изменяется от 3 до 4.
На характер обводнения продукции скважин и пласта влияют также послойная неоднородность пласта (с увеличением степени неоднородности сокращается безводный период эксплуатации скважин) и положение интервала перфорации скважин относительно водонефтяного контакта.
Опыт разработки нефтяных месторождений свидетельствует о том, что при небольшой вязкости нефти более высокая нефтеотдача достигается при меньшей обводненности. Следовательно, обводненность может служить косвенным показателем эффективности разработки месторождения. Если наблюдается более интенсивное по сравнению с проектным обводнение продукции, то это может служить показателем того, что залежь охвачена процессом заводнения в меньшей степени, чем предусматривалось.
Темп отбора жидкости - отношение годовой добычи жидкости в пластовых условиях к извлекаемым запасам нефти, выражается в %/год.
Если динамика темпа разработки характеризуется стадиями, то изменение темпа отбора жидкости во времени происходит следующим образом. На протяжении первой стадии отбор жидкости по большинству месторождений практически повторяет динамику темпа их разработки. Во второй стадии темп отбора жидкости по одним залежам остается постоянным на уровне максимального, по другим - уменьшается, а по третьим - возрастает. Такие же тенденции в еще большей степени выражены в третьей и четвертой стадиях. Изменение темпа отбора жидкости зависит от водонефтяного фактора, расхода нагнетаемой в пласт воды, пластового давления и пластовой температуры.
Водонефтяной фактор (ВНФ) - отношение текущих значений добычи воды к нефти на данный момент разработки месторождения, измеряется в м3/т. Этот параметр, показывающий, сколько объемов воды добыто на 1 тонну полученной нефти, является косвенным показателем эффективности разработки и с третьей стадии разработки начинает быстро нарастать. Темп его увеличения зависит от темпа отбора жидкости. При разработке залежей маловязкой нефти в конечном итоге отношение объема добытой воды к добыче нефти достигает единицы, а для вязкой нефти увеличивается до 5-8 м3/т и в некоторых случаях достигает 20 м3/т.
Расход нагнетаемых в пласт веществ. При осуществлении различных технологий с целью воздействия на пласт используют различные агенты, улучшающие условия извлечения нефти из недр. Закачивают в пласт воду или пар, углеводородные газы или воздух, двуокись углерода и другие вещества. Темп закачки этих веществ и их общее количество, а также темп их извлечения на поверхность с продукцией скважин - важнейшие технологические показатели процесса разработки.
Пластовое давление. В процессе разработки давление в пластах, входящих в объект разработки, изменяется по сравнению с первоначальным. Причем, на различных участках площади оно будет неодинаковым: вблизи нагнетательных скважин максимальным, а вблизи добывающих - минимальным. Для контроля за изменением пластового давления используют средневзвешенную по площади или объему пласта величину. Важные показатели интенсивности гидродинамического воздействия на пласт - давления на забоях нагнетательных и добывающих скважин. По разнице между этими величинами определяют интенсивность потока жидкости в пласте.
Давление на устье добывающих скважин устанавливают и поддерживают исходя из требований обеспечения сбора и внутри промыслового транспорта продукции скважин.
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.
Категории скважин
По назначению - скважины подразделяются на следующие категории: поисковые, разведочные, эксплуатационные.
Поисковыми называются скважины, бурящиеся для поисков новых залежей нефти и газа.
Разведочными называются скважины, бурящиеся на площадях с установленной промышленной нефтегазоносностью с целью подготовки запасов нефти и газа промышленных категорий в необходимом соотношении и сбора исходных данных для составления проекта (схемы) разработки залежи (месторождения).
При проектировании и разработке нефтяных месторождений выделяются следующие группы эксплуатационных скважин:
— основной фонд добывающих и нагнетательных скважин;
— резервный фонд скважин;
— контрольные (наблюдательные и пьезометрические) скважины;
— оценочные скважины;
— специальные (водозаборные, поглощающие и др.) скважины;
— скважины-дублеры.
Добывающие (нефтяные и газовые) скважины предназначены для извлечения из залежи нефти, нефтяного и природного газа, газоконденсата и других сопутствующих компонентов.
В зависимости от способа подъема жидкости добывающие скважины подразделяются на фонтанные, газлифтные и насосные.
Нагнетательные скважины предназначены для воздействия на продуктивные пласты путем нагнетания в них воды, газа, пара и других рабочих агентов. В соответствии с принятой системой воздействия нагнетательные скважины могут быть законтурными, приконтурными и внутриконтурными. В процессе разработки в число нагнетательных скважин в целях переноса нагнетания, создания дополнительных и развития существующих линий разрезания, организации очагового заводнения могут переводиться добывающие скважины. Конструкция этих скважин в совокупности с применяемым оборудованием должны обеспечить безопасность процесса нагнетания, соблюдение требований по охране недр.Часть нагнетательных скважин может временно использоваться в качестве добывающих.
Резервный фонд скважин предусматривается с целью вовлечения в разработку отдельных линз, зон выклинивания и застойных зон, которые не вовлекаются в разработку скважинами основного фонда в пределах контура их размещения. Количество резервных скважин обосновывается в проектных документах с учетом характера и степени неоднородности продуктивных пластов (их прерывистости), плотности сетки скважин основного фонда и т. д.
Контрольные (наблюдательные и пьезометрические) скважины предназначаются:
а) наблюдательные — для периодического наблюдения за изменением положения водонефтяного, газонефтяного и газоводяного контактов, за изменением нефтеводогазонасыщенности пласта в процессе разработки залежи;
б) пьезометрические - для систематического измерения пластового давления в законтурной области, в газовой шапке и в нефтяной зоне пласта.
Количество и местоположение контрольных скважин определяется в проектных документах на разработку.
Оценочные скважины бурятся на разрабатываемых или подготавливаемых к пробной эксплуатации месторождениях (залежах) с целью уточнения параметров и режима работы пластов, выявления и уточнения границ обособленных продуктивных полей, оценки выработки запасов нефти отдельных участков залежи в пределах контура запасов категории А+В+С1.
Специальные скважины предназначаются для добычи технической воды, сброса промысловых вод, подземного хранения газа, ликвидации открытых фонтанов.
- Водозаборные скважины предназначаются для водоснабжения при бурении скважин, а также систем поддержания пластового давления в процессе разработки.
- Поглощающие скважины предназначены для закачки промысловых вод с разрабатываемых месторождений в поглощающие пласты.
Скважины-дублеры предусматриваются для замены фактически ликвидированных из-за старения (физического износа) или по техническим причинам (в результате аварий при эксплуатации) добывающих и нагнетательных скважин. Количество, размещение и порядок ввода скважин-дублеров по представлению нефтегазодобывающих управлений обосновывается технико-экономическими расчетами в проектах и уточненных проектах разработки и как исключение в технологических схемах с учетом возможной добычи нефти из скважин-дублеров, на многопластовых месторождениях- с учетом возможного использования вместо них скважин возвратного фонда с нижележащих объектов.
Кроме вышеперечисленных на балансе нефтегазодобывающих предприятий могут числиться законсервированные скважины.
К законсервированным относятся скважины, не функционирующие в связи с нецелесообразностью или невозможностью их эксплуатации (независимо от их назначения), консервация которых оформлена в соответствии с действующими положениями.
Ликвидированные скважины – полностью списанные скважины из-за невозможности их бурения и дальнейшей эксплуатации по техническим или геологическим причинам.Ликвидация скважины считается завершенной после подписания акта о ликвидации пользователем недр и соответствующим государственным регулирующим органом Российской Федерации.
Эксплуатационный фонд включает добывающие, нагнетательные и специальные скважины, за вычетом законсервированных, ликвидированных и ожидающих ликвидации скважин. Эксплуатационный фонд скважин подразделяется на:
§ действующий фонд;
§ бездействующий фонд;
§ фонд скважин, находящихся в освоении или ожидающие освоения.
К находящимся в эксплуатации (действующим) скважинам относятся скважины, добывающие продукцию в последнем месяце отчетного периода независимо от числа дней их работы в этом месяце.
В фонде находящихся в эксплуатации (действующих) скважин выделяются скважины, дающие продукцию, скважины, остановленные в целях регулирования разработки или экспериментальных работ, а также скважины, находящиеся в планово-профилактическом обслуживании (простаивающие остановленные в последнем месяце отчетного периода из числа давших добычу в этом месяце).
К находящимся в капитальном ремонте после эксплуатации откосятся выбывшие из действующих скважин, на которых на конец отчетного месяца проводились работы по ремонту. К скважинам, находящимся в ожидании капремонта, относятся скважины, которые простаивали в течение календарного месяца.
К скважинам, находящимся в обустройстве и освоении после бурения, относятся скважины, принятые на баланс нефтегазодобывающего управления после завершения их строительства и находящиеся в данном календарном месяце в освоении или в обустройстве.
Коэффициент использования скважин - отношение суммарного времени работы скважин, выраженного в скважино-месяцах, к суммарному календарному времени эксплуатационного фонда скважин, выраженному в тех же единицах.
Коэффициент эксплуатации скважин - это отношение суммарного времени работы скважин, выраженного в скважино-месяцах, к суммарному календарному времени по действующему фонду скважин, выраженному в тех же единицах.Коэффициент эксплуатации характеризует степень использования во времени наиболее активной части фонда скважин. Поэтому этот показатель имеет наиболее важное значение при планировании и анализе результатов работы нефтегазодобывающих предприятий.
Контрольные вопросы по теме 4
1. Что такое месторождение?
2. Что такое залежь?
3. Какие основные условия характеризуют объект разработки?
4. Что такое текущая нефтеотдача?
5. Что такое темп разработки месторождения?
6. Что такое газовый фактор?
7. Что такое водонефтяной фактор?
8. Что такое рациональная разработка?
9. Что такое разработка сверху-вниз?
10. Что характеризует первая стадия разработки месторождения?
11. Что характеризует вторая стадия разработки месторождения?
12. Что характеризует третья стадия разработки месторождения?
13. Какие скважины входят в эксплуатационный фонд?
14. Что характеризует пьезопроводность пласта?
15. Для чего предназначены контрольные скважины?
16. Для чего бурят разведочные скважины?
17. Что такое обводненность продукции скважин?
18. Какие факторы влияют на выделение объектов разработки?
19. Что такое коэффициент эксплуатации скважин?
20. Для чего бурят оценочные скважины?