35. Особенности разработки нефтяных месторождений на завершающей стадии.

Ч е т в е р т а я с т а д и я (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.

36. Технологии совместной разработки многопластовых залежей.

Большинство месторождений нефти и газа состоят из нескольких продуктивных пластов, расположенных на различных глубинах этажа нефтегазоносности.

Известен способ разработки многопластовых нефтяных месторождений, по которому каждый обособленный нефтяной пласт разрабатывают своей сеткой добывающих и нагнетательных скважин.

Основной недостаток этого способа состоит в многократном увеличении капитальных вложений в бурение скважин и текущих экономических затрат на добычу нефти. Для пластов с низкой продуктивностью применение этого способа приводит к экономической нерентабельности разработки таких месторождений.

Известен способ разработки многопластовых нефтяных месторождений, по которому все нефтяные пласты, расположенные в пределах одной и той же нефтяной площади, объединяются в один общий эксплуатационный объект. Однако и этот способ имеет свои негативные результаты. Опыт применения способа в России и Казахстане указывает на геолого-физические условия, благоприятствующие или препятствующие объединению нефтяных пластов в общие эксплуатационные объекты самостоятельной разработки.

Недостатком известного способа разработки многопластового месторождения с объединением нефтяных пластов в один общий эксплуатационный объект является то, что не учитываются продуктивности пластов, их толщина и, следовательно, потенциальные дебиты, а также зональная и послойная неоднородность пластов по проницаемости, что в отдельных случаях может привести к значительному увеличению неравномерности вытеснения нефти закачиваемой водой, и вместо ожидаемого увеличения среднего дебита на скважину происходит его снижение. Это приводит к более раннему выключению скважин из эксплуатации и снижению нефтеотдачи пластов.

37. Особенности разработки низкопроницаемых и неоднородных коллекторов.

Эксплуатация неоднородных нефтяных пластов часто характеризуется неполной выработкой и ограниченным охватом работой толщин пласта.

В этом случае приток из низкопроницаемых продуктивных пропластков обычно не отмечается.

На многих месторождениях толщины таких интервалов превышают половину общей эффективной мощности пласта.

Приобщение их к разработке позволяет повысить добычу нефти и увеличить

коэффициент извлечения нефти. Одним из способов вовлечения низкопроницаемых пропластков является использование гидроразрыва пласта .

Другим эффективным способом приобщения к разработке низкопроницаемых толщин является существенное увеличение объемов закачки в соседних нагнетательных скважинах (вследствие образования в них в условиях повышенных репрессий незакрепленных трещин гидроразрыва.В этом случае по результатам исследований диагностируется фильтрация жидкости по всей мощности пласта.