123. Газовый фактор.

Газовый фактор отношение полученного из месторождения через скважину количества газа (в м³), приведённого к атмосферному давлению и температуре 20°С, к количеству добытой за то же время нефти (в т или м³) при том же давлении и температуре. Г. ф. зависит от соотношения газа и нефти в пласте, от физических и геологических свойств пласта, от характера и темпа эксплуатации, от давления в пласте и т.д. Г. ф. является важнейшим показателем расхода пластовой энергии и определения газовых ресурсов нефтяного месторождения.

Пластовая энергия, энергия упругости жидкости, газа и самого пористого коллектора (пласта), находящихся в напряжённом состоянии под действием пластового и горного давления. В нефти всегда содержится большое количество газов в растворённом состоянии, выделяющихся из неё при давлении ниже давления насыщения. На долю растворённых в нефти газов обычно приходится значительная часть Пластовая энергия В случае отбора жидкости (газа) происходит снижение пластового давления, причём объём порового пространства пласта уменьшается, выделившаяся при этом энергия расходуется на продвижение пластовых жидкостей (нефти, воды) и (или) газа по порам пласта к забоям буровых скважин и далее вверх по их стволам, т. е. на осуществление процесса разработки нефтяного месторождения.

123. Системы разработки нефтяных и газовых скважин

Под системой разработки нефтяных месторождений и залежей понимают форму организации движения нефти в пластах к добывающим скважинам.

Систему разработки нефтяных месторождений определяют:

• порядок ввода эксплуатационных объектов многопластового месторождения в разработку;

• сетки размещения скважин на объектах, темп и порядок ввода их в работу;

• способы регулирования баланса и использования пластовой энергии.

Следует различать системы разработки многопластовых месторождений и отдельных залежей (однопластовых месторождений).

Объект разработки – один или несколько продуктивных пластов месторождения, выделенных по геолого-техническим условиям и экономическим соображениям для разбуривания и эксплуатации единой системой скважин.

При выделении объектов следует учитывать:

1. геолого-физические свойства пород-коллекторов;

2. физико-химические свойства нефти, воды и газа;

3. фазовое состояние углеводородов и режим пластов;

4. технику и технологию эксплуатации скважин.

Объекты разработки подразделяют на самостоятельные и возвратные. Возвратные объекты в отличие от самостоятельных предполагается разрабатывать скважинами, эксплуатирующими в первую очередь какой-то другой объект.

Сетка скважин – характер взаимного расположения добывающих и нагнетательных скважин на эксплуатационном объекте с указанием расстояний между ними (плотность сетки). Скважины располагают по равномерной сетке и неравномерной сетке (преимущественно рядами).

Стадия – это период процесса разработки, характеризующийся определенным закономерным изменением технологических и технико-экономических показателей. Под технологическими и технико-экономическими показателями процесса разработки залежи понимают текущую (среднегодовую) и суммарную (накопленную) добычу нефти, текущую и суммарную добычу жидкости (нефти и воды), обводненность добываемой жидкости n_в (отношение текущей добычи воды к текущей добыче жидкости), текущий и накопленный водонефтяной фактор (отношение добычи воды к добыче нефти), др.

Первая стадия – освоение эксплуатационного объекта - характеризуется: интенсивным ростом добычи нефти до максимально заданного уровня; быстрым увеличением действующего фонда скважин; резким снижением пластового давления; небольшой обводненностью продукции n_в и т.д.

Вторая стадия – поддержание высокого уровня добычи нефти - характеризуется: более или менее стабильным высоким уровнем добычи нефти в течение 3…7 лет и более для месторождений с маловязкими нефтями и 1…2 года - при повышенной вязкости; ростом числа скважин, как правило, до максимума за счет резервного фонда; нарастанием обводненности продукции n_в и.т.д

Третья стадия – значительное снижение добычи нефти – характеризуется: снижением добычи нефти; темпом отбора нефти на конец стадии 1…2,5 %; уменьшением фонда скважин из-за отключения вследствие обводнения продукции, переводом практически всего фонда скважин на механизированный способ добычи; прогрессирующим обводнением продукции n_в до 80…85 % при среднем росте обводненности 7…8 % в год, и.т.д

Четвертая стадия - завершающая - характеризуется: малыми, медленно снижающимися темпами отбора нефти Т_дн (в среднем около 1 %); большими темпами отбора жидкости Т_дж (водонефтяные факторы достигают 0,7…7 м³/м³); высокой медленно возрастающей обводненностью продукции и т.д.