Технология и показатели разработки нефтяных месторождений. Расчет показателей разработки месторождений

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

Пермский государственный технический университет

Кафедра разработки нефтяных и газовых месторождений

Контрольная работа

По дисциплине: «Разработка нефтяных и газовых месторождений»

Вариант №27

«Основные показатели разработки нефтяного месторождения»

Введение

1. Геологическая часть. Общие сведения о районе расположения месторождения; стратиграфия; тектоника; литология; нефтегазоносность; строение и коллекторские свойства продуктивных пластов; свойства пластовых флюидов (нефть, газ, вода); энергетические характеристики залежи; сведения о запасах нефти и газа.

2. Технико-технологическая часть. Общая характеристика проектного документа. Анализ состояния разработки на основе сопоставления фактических и проектных показателей разработки. Расчёт перспективного плана добычи нефти на ближайшие пять лет.

Расчет показателей разработки нефтяных и газовых месторождений

Оценка коэффициента извлечения нефти с применением методов многомерного регрессионного анализа (зависимости по Сопронюку) для терригенных коллекторов при водонапорном режиме:

КИН= 0,195-0,0078µо + 0,082?gK + 0,00146tо +0,0039h + 0,180Кп - 0,054Нвнз + 0,275Sн - 0,00086S

КИН = 0,195-0,0078*1+0,082*lg0,124+0,00146*24+ 0,0039*11,3+0,180*0,88-0,054*0,9+0,275*0,81-0,00086*25 =0,503

Здесь относительная вязкость - отношение вязкости нефти к вязкости вытесняющего агента (воды).

K - средняя проницаемость пласта в мкм2,

tо - начальная пластовая температура в С,

h - средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта в м,

Кп - коэффициент песчанистости в долях единицы,

Нвнз - отношение балансовых запасов нефти в водонефтяной зоне к балансовым запасам всей залежи в долях единицы,

Sn - начальная нефтенасыщенность пласта в долях единицы,

S - плотность сетки скважин, выражена через отношение общей площади залежи к числу всех пребывших в эксплуатации скважин, га/скв.

1. Характеристика основных показателей разработки нефтяного месторождения

нефть запас природный газ

К основным технологическим показателям, характеризующим процесс разработки нефтяного месторождения (залежи), относятся: годовая и накопленная добыча нефти, жидкости, газа; годовая и накопленная закачка агента (воды); обводненность добываемой продукции; отбор нефти от извлекаемых запасов; фонд добывающих и нагнетательных скважин; темпы отбора нефти; компенсация отбора жидкости закачкой воды; коэффициент нефтеотдачи; дебиты скважин по нефти и по жидкости; приёмистость скважин; пластовое давление и др.

По методике Лысенко В.Д. определены следующие показатели и сведены в таблицу №1:

1. Годовую добычу нефти (qt) и 2. Количество скважин (nt) добывающих и нагнетательных:

где t - порядковый номер расчётного года (t=1, 2, 3, 4, 5); q0 - добыча нефти за год, предшествующий расчётному, в нашем примере за 10 год; e=2,718 - основание натуральных логарифмов; Qост - остаточные извлекаемые запасы нефти на начало расчёта (разность между начальными извлекаемыми запасами и накопленной добычей нефти на начало расчётного года, в нашем примере за 10 год).

n0 - количество скважин на начало расчётного года; T- средний срок эксплуатации скважины, лет; при отсутствии фактических данных за T можно принять нормативный срок амортизации скважины (15 лет).

3. Годовой темп отбора нефти t - отношение годовой добычи нефти (qt) к начальным извлекаемым запасам нефти (Qниз):

t низ = qt / Qниз

4. Годовой темп отбора нефти от остаточных (текущих) извлекаемых запасов - отношение годовой добычи нефти (qt) к остаточным извлекаемым запасам (Qоиз):

t оиз = qt / Qоиз

5. Добыча нефти с начала разработки (накопленный отбор нефти (Qнак):

Сумма годовых отборов нефти на текущий год.

6. Отбор нефти от начальных извлекаемых запасов - отношение накопленного отбора нефти (Qнак) к (Qниз):

СQ = Qнак / Qниз

7. Коэффициент нефтеотдачи (КИН) или нефтеизвлечения - отношение накопленного отбора нефти (Qнак) к начальным геологическим или балансовым запасам (Qбал):

КИН = Qнак / Qбал

8. Добыча жидкости за год (qж). Годовую добычу жидкости на перспективный период можно принять постоянной на уровне фактически достигнутой на 10-й год.

9.Добыча жидкости с начала разработки (Qж) - сумма годовых отборов жидкости на текущий год.

10. Среднегодовая обводнённость продукции скважин (W) - отношение годовой добычи воды (qв) к годовой добыче жидкости(qж):

11. Закачка воды за год (qзак) на перспективный период принимается в объёмах, обеспечивающих накопленную компенсацию отбора жидкости на 15 год разработки в размере 110-120%.

12. Закачка воды с начала разработки Qзак - сумма годовых закачек воды на текущий год.

13. Компенсация отбора жидкости закачкой воды за год (текущая) -отношение годовой закачки воды (qзак) к годовой добыче жидкости (qж):

Кг = qзак / qж

14. Компенсация отбора жидкости закачкой воды с начала разработки (накопленная компенсация) - отношение накопленной закачки воды (Qзак) к накопленному отбору жидкости (Qж):

Кнак = Qзак / Qж

15. Добыча нефтяного попутного газа за год определяется путем умножения годовой добычи нефти (qt) на газовый фактор:

qгаза = qt.Гф

16. Добыча нефтяного попутного газа с начала разработки - сумма годовых отборов газа.

17. Среднегодовой дебит одной добывающей скважины по нефти - отношение годовой добычи нефти (qг) к среднегодовому количеству добывающих скважин (nдоб) и количеству дней в году (Тг), с учётом коэффициента эксплуатации добывающих скважин (Кэ.д):

qскв.д. = qг / nдоб Тг Кэ.д,

где Кэ.д равен отношению отработанных всеми добывающими скважинами дней (суток) в течение календарного года к количеству этих скважин и количеству календарных дней (суток) в году.

18. Среднегодовой дебит одной добывающей скважины по жидкости - отношение годовой добычи жидкисти (qж) к среднегодовому количеству добывающих скважин (nдоб) и количеству дней в году (Тг), с учётом коэффициента эксплуатации добывающих скважин (Кэ.д):

19. Среднегодовая приёмистость одной нагнетательной скважины - отношение годовой закачки воды (qзак) к среднегодовому количеству нагнетательных скважин (nнаг) и количеству дней в году (Тг), с учётом коэффициента эксплуатации нагнетательных скважин (Кэ.н):

qскв.н. = qзак / nнаг Тг Кэ.н,

где Кэ.н равен отношению отработанных всеми нагнетательными скважинами дней в течение календарного года к количеству этих скважин и количеству календарных дней в году.

20. Пластовое давление на 20 год разработки имеет тенденцию к снижению, если накопленная компенсация менее 120%; если накопленная компенсация в пределах от 120 до 150%, то пластовое давление близко или равно начальному; если накопленная компенсация более 150%, то пластовое давление имеет тенденцию к увеличению и может быть выше начального.

График разработки месторождения представлен на гистограмме.

Расчет запасов природного газа по формуле и расчет извлекаемых запасов графическим методом

Путем экстраполяции графика Q зап= f (Pср(t)) до оси абсцисс определяют извлекаемые запасы газа или используя соотношение:

где Q зап - начальные извлекаемые запасы газа, млн. м3;

Qдоб (t) - добыча газа с начала разработки за определённый период времени (например за 5 лет) приведён в приложении 4, млн. м3;

Pнач - давление в залежи начальное, МПа;

Pср(t) - средневзвешеное давление в залежи на период времени извлечения объёма газа (например за 5 лет), Pср(t) =0,9 Рнач., МПа;

нач и ср(t) - поправки на отклонение свойств реального газа по закону Бойля-Мариотта от свойств идеальных газов (соответственно для давлений Pнач и Pср(t)). Поправка равняется

Коэффициент сверхсжимаемости газа, определяется по экспериментальным кривым Брауна-Катца. Для упрощения расчетов условно принимаем zнач =0,65, zср(t) =0,66, величина которого соответствует давлению Pср(t); Для расчета принимаем Кго= 0,8.

Выводы по результатам расчётов.

Максимальная годовая добыча нефти достигнута на десятый год разработки и равна 402 тыс.т. Накопленная добыча нефти на последний расчётный год разработки равна 3013,4 тыс. т, что составляет 31,63% от начальных извлекаемых запасов; КИН на последний расчетный год - 0,14 дол. ед; максимальный годовой темп отбора нефти от начальных извлекаемых запасов - 4,219 %, на последний расчетный год 0,38 %; обводнённость добываемой продукции - 92 %; годовая закачка воды- 550 тыс.м3; компенсация отбора жидкости закачкой воды текущая и накопленная составляют соответственно 123,18 и 121,75 %; средние дебиты добывающих скважин по нефти и жидкости равны соответственно - 16,4 и 26,2 т/сут; средняя приёмистость одной нагнетательной скважины - 111,67 м3/сут; текущее пластовое давление - 20 МПа, что ниже начального на 4,4 МПа. Рассматриваемый объект находится на четвертой стадии разработки.

Балансовые (геологические) запасы газа равны 23123,1 млн. м3, извлекаемые запасы газа 18498,487 млн.м3. Среднегодовой темп отбора газа 2,23 %. Продолжительность разработки газовой залежи - 44 года.

Размещено на Allbest.ru

Подобные документы

Геологическое строение нефтяного месторождения. Глубина залегания, нефтеносность и геолого-физическая характеристика пласта 1БС9. Изучение динамики фонда скважин и объемов добычи нефти. Анализ показателей разработки и энергетического состояния пласта.

контрольная работа , добавлен 27.11.2013


Геолого-физическая характеристика Вахского месторождения. Свойства и состав нефти, газа и воды. Анализ динамики добычи, структура фонда скважин и показателей их эксплуатации. Расчет экономической эффективности технологического варианта разработки.

дипломная работа , добавлен 21.05.2015


Общее описание и геолого-физическая характеристика месторождения, анализ и этапы его разработки, технология добычи нефти и используемое при этом оборудование. Мероприятия по интенсификации данного процесса и оценка его практической эффективности.

дипломная работа , добавлен 11.06.2014


Физико-химическая характеристика нефти и газа. Вскрытие и подготовка шахтного поля. Особенности разработки нефтяного месторождения термошахтным способом. Проходка горных выработок. Проектирование и выбор вентиляторной установки главного проветривания.

дипломная работа , добавлен 10.06.2014


Характеристика геологического строения нефтяного месторождения. Коллекторские свойства продуктивных пластов и их неоднородность. Физико-химические свойства пластовых флюидов, нефти, газа и воды. Основы разработки низкопродуктивных глинистых коллекторов.

отчет по практике , добавлен 30.09.2014


Исследование системы сбора и сепарации нефти до и после реконструкции месторождения. Способы добычи нефти и условия эксплуатации нефтяного месторождения. Гидравлический расчет трубопроводов. Определение затрат на капитальный ремонт нефтяных скважин.

курсовая работа , добавлен 03.04.2015


Основные понятия разработки нефтяных и газовых месторождений. Анализ методов воздействия на нефтяной пласт на Средне-Асомкинском нефтяном месторождении. Рекомендации по увеличению коэффициента извлечения нефти и выбору оптимального способа добычи.

курсовая работа , добавлен 21.03.2012


Геолого-физическая характеристика нефтяного месторождения. Основные параметры пласта. Физико-химические свойства пластовых флюидов. Характеристика фондов скважин и текущих дебитов. Расчет технологических показателей разработки. Анализ выработки пластов.

курсовая работа , добавлен 27.07.2015


Геолого-физическая характеристика Кравцовского месторождения. Анализ текущего состояния и эффективность применяемой технологии разработки. Выбор и обоснование способа механизированной добычи. Основные требования к внутрискважинному оборудованию.

дипломная работа , добавлен 18.04.2015


Анализ текущего и выдача рекомендаций по регулированию процесса разработки пласта нефтяного месторождения. Геолого-промысловая характеристика состояния месторождения, нефтегазоносность горизонтов. Расчет экономической эффективности разработки пласта.

Газовое месторождение – это месторождение, содержащее легкие углеводороды, неконденсирующиеся при снижении давления, содержащее СH 4 94-98%. Газоконденсатное месторождение – это месторождение, содержащее легкие углеводороды, но доля более тяжелых велика. Содержание СН 4 70 – 90%. При снижении пластового давления в залежи появляется жидкая фаза – конденсат. Разработка газавой (газоконденсатной) залежи – это осуществление научнообоснованного производственного процесса извлечения газа (конденсата) из недр. Процесс разработки характеризуется технологическими и экономическими показателями. При разработке газовых (газоконденсатных) месторождений к технологическим показателям относят: N- фонд скважин; N нов – ввод новых скважин; N выб – выбытие скважин; q г – среднесуточный дебит газа (тыс. м3/сут); Q г – годовая добыча газа (млн. м 3); темп отбора газа Т (%); - накопленная добыча газа; КИГ (д. ед.); В (выработка извлекаемых запасов) д.ед; Р пл (МПа); Р заб (МПа); Р у (МПа); ΔР (МПа); q в (т/сут); Q в; . График разработки – это изменение показателей разработки во времени В теории и практике разработки газовых и газоконденсатных месторождений принято выделять следующие периоды добычи газа: нарастающей добычи; постоянной добычи; падающей добычи. Период нарастающей добычи характеризуется разбуривпанием и обустройством месторождения. Впериод постоянной добычи , продолжающейся до экономической нецелесообразности добуривания скважин и наращивания мощностей дожимных компрессорных станций, добывают основные запасы газа из месторождения (60-70%). Период падающей добычи характеризуется неизменным в случае газового режима числом эксплуатационных скважин и его сокращением вследствие обводненности при водонапорном режиме разработки залежи. Изменение во времени показателей разработки газового месторождения при газовом режиме и равномерном размещении скважин по площади газоносности.

Основное содержание проектных технологических документов при разработке нефтяных месторождений.

1).Пробная эксплуатация разведочных скважин реализуется по индивидуальным планам и программам в целях уточнения добычных возможностей скважин, состава и физико-химических свойств пластовых флюидов, эксплуатационной характеристики пластов. 2).Проект пробной эксплуатации является 1-ой стадией проектирования разработки нефтяных и газонефтяных месторождений. Под пробной эксплуатацией залежей или их отдельных участков следует понимать временную (сроком не более 3 лет) эксплуатацию разведочных скважин, при необходимости, и специально пробуренных опережающих добывающих и нагнетательных скважин. Технико-экономические расчеты выполняются минимум на 20-летний срок для оценки технологических показателей разработки и «экономичности» проекта. Целью и задачей является уточнение имеющейся и получение дополнительной информации для подсчёта запасов УВ, содержащихся в них ценных компонентов, построение геологической модели месторождения, обоснование режима работы залежей, выделение эксплуатационных объектов и оценка перспектив развития добычи нефти, газа, конденсата месторождения. 3).Технологические схемы опытно-промышленной разработки. Целью опытно-промышленной разработки залежей или участков залежей следует считать промышленные испытания новой техники и новых технологий разработки, а также ранее известных технологий, требующих апробации в конкретных геолого-физических условиях рассматриваемого нефтяного или газонефтяного месторождения с учетом экономической эффективности, а также составление геологической модели. Технико-экономические расчеты проводятся за период не менее 20 лет. 4).Технологическая схема разработки - проектный документ, определяющий с учетом экономической эффективности принципы воздействия на пласты и предварительную систему промышленной разработки месторождения. 5).Проект разработки основной проектный документ. Они составляются обычно после разбуривания 70% основного фонда скважин месторождения (залежи) с учётом дополнительных геолого-промысловых данных, полученных в результате реализации утверждённой технологической схемы, результатов специальных исследований, данных авторского надзора. 6).Уточненные проекты разработки (доразработки) составляются на поздней или завершающей стадии эксплуатации, после добычи основных извлекаемых (более 80%) запасов нефти месторождения, в целях корректировки добывных возможностей залежей, повышения эффективности их разработки, достижения более высокого КИН. 7) .Анализ разработки осуществляется по разрабатываемым месторождениям в целях определения эффективности применяемой технологии разработки, выработки запасов по площади и разрезу и определения ер, направленных на совершенствование систем разработки, повышение их эффективности и увеличение коэффициентов извлечения нефти с учетом экономической эффективности.

Расчет показателей разработки по методике текущего планирования добычи нефти и жидкости. Эта методика известна как "Методика госплана СССР". Она применяется до настоящего времени во всех НГДУ, в нефтедобывающих компаниях, в организациях топливно-энергетического комплекса и планирующих организациях.

Исходные данные для расчета:

1. Начальные балансовые запасы нефти (НБЗ), т;

2. Начальные извлекаемые запасы нефти (НИЗ), т;

3. На начало планируемого года:

Накопленная добыча нефти (?Q н), т;

Накопленная добыча жидкости (?Q ж), т;

Накопленная закачка воды (?Q зак), м 3 ;

Действующий фонд добывающих скважин (N д дей);

Действующий фонд нагнетательных скважин (N н дей);

4. Динамика бурения скважин по годам на планируемый период (Nб):

Добывающих (N д б);

Нагнетательных (N н б).

Таблица 5.1 Исходные данные по Западно-Лениногорской площади Ромашкинского месторождения

Расчет показателей разработки

1. Количество дней работы добывающих скважин в году, перешедших с перыдущего года:

Дпер=365К (5.1)

Д пер = 3650,9 = 328,5

2. Количество дней работы новых добывающих скважин:

3. Средний дебит нефти новых добывающих скважин:

q н нов =8 т/сут

4. Коэффициент падения добычи нефти добывающих скважин:

5. Годовая добыча нефти из новых скважин:

6. Годовая добыча нефти из перешедших скважин:

7. Годовая добыча нефти всего

8. Годовая добыча нефти из новых скважин предыдущего года, если бы они в данном году работали без падения:

9. Годовая добыча нефти из перешедших скважин предыдущего года, (если бы они работали без падения):

10. Возможная расчетная добыча нефти из всех скважин предыдущего года (в случае работы их без падения):

11. Планируемая добыча нефти из скважин предыдущего года:

12. Снижение добычи нефти из скважин предыдущего года:

13. Процент изменения добычи нефти из скважин предыдущего года:

14. Средний дебит одной скважины по нефти:

15. Средний дебит скважин по нефти перешедших с предыдущего года:

16. Накопленная добыча нефти:

17. Текущий коэффициент нефтеизвлечения (КИН) обратно пропорционален начальным балансовым запасам (НБЗ):

18. Отбор от утвержденных начальных извлекаемых запасов НИЗ, %:

19. Темп отбора от начальных извлекаемых запасов (НИЗ), %:

20. Темп отбора от текущих извлекаемых запасов, %:

21. Средняя обводненность добываемой продукции:

22. Годовая добыча жидкости:

23. Добыча жидкости с начала разработки:

24. Годовая закачка воды:

25. Годовая компенсация отбора жидкости закачкой:

26. Накопленная компенсация отбора жидкости закачкой:

27. Водо-нефтяной фактор:

Динамика основных показателей разработки показана в табл. 5.2

Таблица 5.2 Динамика основных показателей разработки

Динамика годовой добычи нефти, жидкости, годовой закачки воды приведена на рис. 5.1.

Рис. 5.1.

Динамика накопленной добычи нефти, жидкости и накопленной закачки воды приведена на рис. 5.2.

Рис. 5.2.

Динамика КИН, темпа отбора от НИЗ и темпа отбора от ТИЗ приведены на рис. 5.3.

Рис. 5.3.Динамика КИН, темпа отбора от НИЗ и темпа отбора от ТИЗ

Ответ на вопрос: «Основные технологические показатели разработки нефтяных месторождений».

Основные технологические показатели разработки нефтяных месторождений
1. Годовая добыча нефти (Q н , тыс. т).
2. Годовая добыча газа (Q г , тыс. м 3).
3. Годовая добыча жидкости (Q ж , тыс. м 3).
4. Обводненность W (массовая и объемная) Q в / Q ж
5. Накопленная добыча нефти (∑Q н ) (с самого начала разработки на 1 января).
6. Накопленная добыча воды.
7. Накопленная добыча жидкости.
8. Газовый фактор (G — на поверхности, м 3 /м 3).
9. Годовая закачка агента (Q зак , тыс. м 3).
10. Суммарная закачка(∑Q зак ).
11. Фонд добывающих скважин (n д).
12. Фонд нагнетательных, резервных, специальных скважин.
13. Компенсация отбора жидкости и закачки: k = Q зак / Q жид , (%)
14. Суммарная компенсация отбора жидкости и закачки: ∑k = ∑Q зак / ∑Q жид
15. Дебит скважины по нефти: q н = Q н / (365α) , где α — коэффициент эксплуатации (0,92-0,95)
16. Дебит скважины по жидкости.
17. Водонефтяной фактор: ВНФ = Q в / Q н ;
    водожидкостный фактор: ВЖФ = Q в / Q ж
18. Коэффициент нефтеизвлечения: КИН = Q извл / Q баланс ;
    текущий КИН: КИН тек = Q н / Q баланс ;
    проектный КИН: КИН проект = Q низ / Q баланс ;
    конечный КИН: КИН конечн = ∑Q н / Q баланс .
    Нефтеотдача зависит от множества факторов. Обычно выделяют факторы, связанные с технологией извлечения нефти из пластов в целом. Поэтому нефтеотдачу можно представить в следующем виде:
    К нефт = K охв · K выт · K зав,
    где K выт – коэффициент вытеснения нефти из пласта;
    K охв – коэффициент охвата пласта воздействием (разработкой);
    K зав – коэффициент заводнения месторождения.
    Коэффициентом вытеснения (K выт ) нефти водой называют отношение объема нефти, вытесненной водой из образца породы или модели пласта до полного обводнения получаемой продукции, к начальному объему нефти, содержащейся в образце породы или модели пласта:
    K выт = V нн / V в ,
    где V нн – начальный объем нефти;
    V в – объем нефти, вытесненный каким-либо агентом из образца породы или модели пласта.
    K выт = 0,0366 · ln(K пр / μ н) + 0,7383 ;
    0,05 < K пр < 3,190 ; 1,02 < μ н < 77,3
    Коэффициент охвата пласта воздействием (K охв ) определяется как отношение объема продуктивного пласта, охваченного вытеснением, к начальному нефтенасыщенному объему пласта:
    K охв = V пп / V п ,
    где V пп – объем залежи, охваченный процессом вытеснения;
    V п – начальный нефтесодержащий объём залежи.
    Коэффициент заводнения (K зав) зависит от большого числа факторов. Поэтому удобно представлять его в виде произведения целого ряда коэффициентов, учитывающих влияние того или иного фактора, оказывающего соответствующее воздействие на общий коэффициент охвата:
    K зав = K 1 · K 2 · K 3 · K 4 · K 5 ,
    где K 1 — коэффициент охвата, учитывающий влияние неоднородности пласта по проницаемости;
    K 2 — коэффициент охвата залежи, зависящий от сетки скважин, учитывающий прерывистость продуктивного пласта, то есть зональную неоднородность;
    K 3 — коэффициент охвата, учитывающий потери нефти в зоне стягивающего ряда скважин;
    K 4 — коэффициент охвата, учитывающий потери нефти в зоне разрезающего ряда скважин;
    K 5 — коэффициент охвата, учитывающий потери нефти на невыработанных участках залежи.
    КИН – это относительная величина, показывающая, какой объём нефти от начальных балансовых запасов извлекается или может быть извлечен из выработанной или предположительно выработанной залежи до предела экономической рентабельности эксплуатации и является показателем завершенного процесса разработки или такого, который предполагается завершить в определенных условиях.
    КИН — коэффициент вытеснения нефти из пласта показывает полноту извлечения нефти из охваченного заводнением объема залежи. Определяется в лабораторных условиях путем длительной промывки образца горных пород взятого из продуктивного пласта до полного обводнения струи жидкости выходящей из керна и представляет собой отношение объема вытесненной нефти из керна к первоначальному содержанию объема нефти в образце.
19. Отбор от начальных извлекаемых запасов (НИЗ): T = ∑Q н / Q низ
20. Темп отбора: T = Q н / Q низ

Разработка нефтяных и газовых месторождений? комплекс работ по извлечению нефтяного флюида из пласта-коллектора. Добываемые нефть и попутный газ на поверхности подвергаются первичной обработке. Ввод нефтяного месторождения в разработку осуществляется на основе проекта пробной эксплуатации, технологической схемы промышленной или опытно-промышленной разработки, проекта разработки. В проекте разработки на основании данных разведки и пробной эксплуатации определяют условия, при которых будет вестись эксплуатация месторождения: его геологическое строение, коллекторские свойства пород, физико-химические свойства флюидов, насыщенность горных пород водой, газом, нефтью, пластовые давления, температуры и др. Базируясь на этих данных, при помощи гидродинамических расчётов устанавливают технические показатели эксплуатации залежи для различных вариантов системы разработки, производят экономическую оценку вариантов и выбирают оптимальный.

Системы разработки предусматривают: выделение объектов разработки, последовательность ввода объектов в разработку, темп разбуривания месторождений, методы воздействия на продуктивные пласты с целью максимального извлечения нефти; число, соотношение, расположение и порядок ввода в эксплуатацию добывающих, нагнетательных, контрольных и резервных скважин; режим их работы; методы регулирования процессами разработки; мероприятия по охране окружающей среды. Принятая для конкретного месторождения система разработки предопределяет технико-экономические показатели? дебит скважин, изменение его во времени, коэффициент нефтеотдачи, капитальные вложения, себестоимость 1 т нефти и др. Рациональная система разработки нефтяных месторождений обеспечивает заданный уровень добычи нефти и попутного газа с оптимальными технико-экономическими показателями, эффективную охрану окружающей среды.

Основные параметры, характеризующие систему разработки: отношение площади нефтеносности месторождения к числу всех нагнетательных и добывающих скважин (плотность сетки скважин), отношение извлекаемых запасов нефти месторождения к числу скважин? извлекаемые запасы на одну скважину (эффективность системы разработки), отношение числа нагнетательных к числу добывающих скважин (интенсивность выработки запасов); отношение числа резервных скважин, пробуренных после ввода месторождения в разработку с целью более полного извлечения нефти (надёжность системы разработки).

Система разработки характеризуется также геометрическими параметрами: расстоянием между скважинами и рядами скважин, шириной полосы между нагнетательными скважинами (при блоково-рядных системах разработки) и др.

В системе разработки без воздействия на пласт при малоподвижном контуре нефтеносности используют равномерное четырёхугольное (четырёхточечное) или треугольное (трёхточечное) расположение добывающих скважин; при подвижных контурах нефтеносности расположение скважин учитывает форму этих контуров. Системы разработки нефтяных месторождений без воздействия на пласт в России применяют редко, большей частью месторождение разрабатывается с заводнением. Наиболее широко используется блоково-рядное внутриконтурное заводнение. Создают также площадные системы заводнения с расстоянием между скважинами 400-800 м.

Наряду с выбором системы разработки большое значение имеет выбор эффективной технологии разработки. Система и технология в принципе независимы; при одной и той же системе применяют различные технологии разработки.

Основные технологические показатели процесса разработки: текущая и накопленная добыча нефти, воды, жидкости; темп разработки, обводнённость продукции скважин, пластовое давление и температура, а также эти параметры в характерных точках пласта и скважины (на забое и устье скважины, на границах элементов и т.д.); газовый фактор в отдельных скважинах и по месторождению в целом. Эти показатели изменяются во времени в зависимости от режимов пластов (характера появления внутрипластовых сил, движущих нефть к забоям скважин) и технологии разработки. Важным показателем разработки нефтяных месторождений и эффективности применяемой технологии является текущая и конечная величина нефтеотдачи. Длительная разработка нефтяных месторождений при упругом режиме возможна только в отдельных случаях, т.к. обычно пластовое давление в процессе разработки падает и в пласте возникает режим растворённого газа.

Конечный коэффициент нефтеотдачи при разработке в этом режиме невелик, редко достигает (при хорошей проницаемости пласта и низкой вязкости нефти) величины 0,30-0,35. С применением технологии заводнения конечный коэффициент нефтеотдачи увеличивается до 0,55-0,6 (в среднем 0,45-0,5). При повышенной вязкости нефти (20-50*10 -3 Па*с) он не превышает 0,3-0,35, а при вязкости нефти свыше 100*10 -3 Па*с? 0,1.

Заводнение в этих условиях становится малоэффективным. Для повышения конечной величины коэффициента нефтеотдачи применяют технологии, основанные на физико-химических и тепловых методах воздействия на пласт.

При физико-химических методах используют вытеснение нефти растворителями, газом высокого давления, поверхностно-активными веществами, полимерными и мицеллярно-полимерными растворами, растворами кислот и щелочей.

Применение этих технологий позволяет снижать натяжение на контакте "нефть? вытесняющая жидкость", либо ликвидировать его (вытеснение нефти растворителями), улучшать смачиваемость горных пород вытесняющей жидкостью, загущать вытесняющую жидкость и тем самым уменьшать отношение вязкости нефти к вязкости жидкости, делая процесс вытеснения нефти из пластов более устойчивым и эффективным.

Физико-химические методы воздействия на пласт увеличивают нефтеотдачу на 3-5% (поверхностно-активные вещества), на 10-15% (полимерное и мицеллярное заводнение), на 15-20% (углекислота). Применение методов вытеснения нефти растворителями теоретически позволяет достичь полной нефтеотдачи.

Однако опытно-промышленные работы выявили ряд трудностей практического осуществления этих методов извлечения нефти: сорбция поверхностно-активных веществ пористой средой коллекторов, изменение их концентрации, разделение композиций веществ (мицеллярно-полимерное заводнение), экстракция только лёгких углеводородов (углекислота), снижение коэффициента охвата (растворители и газ высокого давления) и др.

Развиваются также исследования в области термохимических методов извлечения нефти при совместном воздействии на пласт теплом и химическими реагентами? термощелочное, термополимерное заводнение, использование катализаторов внутрипластовых реакций и др. Исследуются возможности повышения нефтеотдачи пластов путём воздействия на них биохимическими методами, основанными на вводе в нефтяной пласт бактерий, в результате жизнедеятельности которых образуются вещества, улучшающие текучесть и облегчающие извлечение нефти.

В разработке нефтяных месторождений выделяют 4 периода: нарастающей, постоянной, резко падающей и медленно падающей добычи нефти (поздняя стадия).

На всех этапах разработки нефтяных месторождений осуществляют контроль, анализ и регулирование процесса разработки без изменения системы разработки или с частичным её изменением. Регулирование процесса разработки нефтяных месторождений позволяет повысить эффективность вытеснения нефти.

Воздействуя на залежь, усиливают или ослабляют фильтрационные потоки, изменяют их направление, вследствие чего вовлекаются в разработку ранее не дренируемые участки месторождения и происходит увеличение темпов отбора нефти, уменьшение добычи попутной воды и увеличение коэффициента конечной нефтеотдачи.