Исходная информация.

1.Геологическая характеристика залежи.

2. Термодинамические параметры залежи.

3. Режим работы залежи .

4. Физические свойства пластовой жидкости.

5.Гидрографическая характеристика залежи ( тундра, гора, пески, озера, мерзлота)-

-поверхносные условия.

КИН. Основным параметром опредиляющим процесс разработки является коэффициент

извлечения нефти.

Qизвл (извлеченые )

КИН= -------------------------------------

Qзап (запасы нефти (общие)

КИН может быть текущим и конечным (на конец разработки) Текущий контролируется в процессе разработки, конечный зависит от многих факторов: геологич, строения залежи, режима работы пласта, физ. Свойства пластовой жидкости (вязкость) ,методы воздействия на залеж, системой растоновки скважин.

КИН= К выт * К др * К зав

Квыт ( коэф. вытеснения ) –опредиляется в лаб. условиях путем анализа кернов,

Зависит от вязкости ( относительной )

К др ( коэф. дренирования ) – зависит от площади дренирования ( вязкости).

К зав (коэф. заводнения ) – зависит от системы заводнения залежи.

Общие геологические запасы нефти подчитываются обьемным методом:

Qобщ = F* h эф * m эф * k н * p * w

Где F- площадь нефтеносности, h эф –эффективная нефтенасыщеная толщина

пласта, m эф –эффективная пористость, k н- коэф. нефтенасыщенности, p –

плотность нефти, w- пересчетный коэф. для перевода обьема нефти из

плостовых условий в поверхносные, равный 1/в ( в-обьемный коэф. )

Промышленные или извлекаемые запасы :

Q= Qобщ *k

k –коэф. нефтеотдачи, указывает какую часть от общих запасов можно извлеч=

0.1-0.8 .Темп отбора 4% - 10% в год.

Выбор системы разработки.

Выделение эксплуотационных обьектов на многопластовых м/р и опредиление

порядка их ввода в разработку.

2.Опредиление сетки скв.,размещение их на эксплуотационном обьекте и порядок

ввода скв. в эксплуотацию.

3.Установление режима работы нефтедобывающих и нагнетательных скв.-плани-

рование темпов отбора и закачки воды для подержания пластового давления.

4.Регулирование баланса пластовой энергии. Метод ППД (заводнение:законтур-

ное,приконтурное,внутриконтурное ),закачка газа.

Расчет показателей разработки (на примере упругово режима ).

1.Число скважин Nскв = Sзалижи / Sдренирования

2.Опредиление сетки скважин.

3.Порядок бурения скважин.

4.Темп ввода скважин в эксплуотацию nскв = Nскв / Tбур

5.Число буровых бригад nбр = nскв / tскв

6.Темп отбора нефти из залижи. 4% в год.

7.Динамика изменения пластового давления в процессе разработки.

p = Pнач – Pтекущий ; Qизвл

Pтекущий = Pнач – ---------

bр * Vбал

8.Опредиление сроков фонтанной эксплуотации.

КИН фонт = (Pнач – Pф.тек ) bр

9.Динамика отбора нефти

Qн = qп * nскв * 30

Прогнозирование обводненности добываемой продукции.

Различают четыри стадии разработки :

нарастающая добыча

стабилизация добычи

падающая добыча – характеризуется увеличенная обводненность скажин

и падение пластового давления .Наблюдается увеличение газового фактора.

Скорость обводнения скважин при разработке зависит от отношения вязкости

нефти и воды : Мо = Мн / Мв.

Если Мо<3 (при равномерной проницаемости пород ) происходит более полное

вытеснение нефти и не наблюдается преждевременного прорыва воды. Если

Мо>3 – быстрое обводнение скважин . Поэтому проводят работы по уменьшению

Мо путем загущения закачиваемой воды в пласт, добавкой в нее полиакриламида

(ПАА).

4-позняя эксплуотация.

Лит-ра. Лекции Разработка нефтяных м/р; Ф.С.Абдулин Добыча нефти и газа.М Недра.1983.