12. Какова продолжительность каждого из этапов разработки месторождения?

1-этап-Продолжительность стадии зависит от промышленной ценности залежи и составляет 4  5 лет, за окончание стадии принимается точка резкого перегиба кривой темпа добычи нефти Т_дн (отношение среднегодового отбора нефти к балансовым ее запасам).

Вторая стадия –более или менее стабильным высоким уровнем добычи нефти (максимальный темп добычи нефти находится в пределах 3  17 %) в течение 3  7 лет и более для месторождений с маловязкими нефтями и 1  2 года - при повышенной вязкости;

3-этап-Продолжительность стадии зависит от продолжительности предыдущих стадий и составляет 5  10 и более лет.

4-этап- Продолжительность четвертой стадии сопоставима с длительностью всего предшествующего периода разработки залежи, составляет 15  20 лет и более, определяется пределом экономической рентабельности, т. е. минимальным дебитом, при котором еще рентабельна эксплуатация скважин. Предел рентабельности обычно наступает при обводненности продукции примерно на 98%.

13.Какая линия принимается за контур питания в условиях водонапорного режима?

За контур питания в условиях водонапорного режима принимается линия, соответствующая выходам пласта, откуда он пополняется поверхностными водами или линия, на которой расположены нагнетательные скважины. На контуре питания приведенное давление в процессе разработки меняется по заданному закону. Вследствие быстрого перераспределения давления в газовой шапке в условиях газонапорного режима за контур питания может быть принят газонефтяной контакт. При питании залежи со всех сторон контур питания с большой степенью точности можно принять круговым, при питании залежи с одной стороны или с двух противоположных сторон - прямолинейным. Дебит рядов эксплуатационных скважин в процессе разработки будет меняться при сохранении постоянного перепада давления между контуром питания и скважинами, что является следствием изменения общих сопротивлений потоку движущейся жидкости.

14. Каким образом устанавливается местоположение расчетного контура нефтеносности?

Для определения продолжительности работы скважины необходимо следить за перемещением контура нефтеносности. Начало обводнения произойдет при подходе к скважинам внутреннего контура нефтеносности, а полное обводнение скважин при подходе внешнего контура нефтеносности.

На рис.5.3 приведен расчетный контур нефтеносности, находящийся между внутренними а' , b', с ' и внешними а, b, с контурами.

Рисунок 5.3 – Расчетный контур нефтеносности

В условия непрерывного пласта нецелесообразно эксплуатировать скважины внешних рядов до полного их обводнения, так как они экранируют передачу пластовой энергии внутренним рядам, находящимся в данное время в чисто нефтяной зоне пласта, а обводненность продукции скважины будет весьма большой. При отключении обводненных скважин дебиты скважин внутренних рядов увеличатся и содержание воды в добываемой продукции уменьшится, а нефть, оставшаяся перед остановленным рядом, можно будет отобрать скважинами последующих рядов. Только осевой ряд и центральная группа скважин в условиях непрерывного пласта будет работать до максимального обводнения, величину которого устанавливают, исходя из экономических соображений.

Местоположение расчетного контура нефтеносности устанавливается путем геометрического построения после определения соотношения мощностей нефтеносной h_н водоносной h_вчастей пласта в момент остановки скважин внешнего ряда с заданным процентом обводнения:

(5.1)

где ∆_н, ∆_в – доля нефти и воды в общем дебите скважины, при которых они отключаются (определяются из экономических и геологических соображений);

К_в – фазовая проницаемость для воды в зоне замещения нефти водой;

К – проницаемость пласта;

μ_н, μ_в – вязкость нефти и воды в пластовых условиях.