Обоснование выделения стадий разработки нефтяных месторождений
УДК: 622.276.1/.4
DOI: -
Авторы:
КОЖИН В.Н.1,
ДЕМИН С.В.1,
БАКИРОВ И.И.2,
БАКИРОВ А.И.3
1СамараНИПИнефть, Самара, Россия 2Казанский научный центр, Казань, Россия 3 Казанский филиал ФБУ "ГКЗ", Казань, Россия
Ключевые слова: водонефтяной фактор, темп добычи нефти, начальные извлекаемые запасы, текущие извлекаемые запасы, конусообразование, прорыв воды по напластованию, кратность промывки, стадии и этапы разработки
Аннотация:
Вопросам выделения стадий разработки посвящены многочисленные исследования, в которых предложено весь период разработки нефтяного месторождения разделять по темпам добычи нефти на четыре стадии. Необходимо отметить, что критерии, устанавливающие границы между стадиями, являются условными, субъективными. В данной статье по результатам анализа разработки 21 залежи бобриковских отложений, 9 залежей девонских отложений месторождений Самарской области сопоставлены графики зависимости кратности промывки τ, водонефтяного фактора (ВНФ) и его производной (ВНФ’), построенные в двойном логарифмическом масштабе, а также темпа добычи нефти Тн, коэффициента извлечения нефти (КИН), обосновано выделение стадий разработки. Установлено, что кривые τ → f(КИН) для залежей являются типовыми, не зависят от источника (причин) обводнения, при этом первая характерная точка перегиба кривой всегда и по всем объектам разработки совпадает с максимальным темпом добычи нефти Тн max. Типовая зависимость до Тн max имеет линейно возрастающий характер, до второй точки перегиба принимает экспоненциальный вид, а затем наблюдается резкое увеличение по экспоненциальной зависимости. Перечисленные свойства зависимостей τ → f(КИН), полученных аппроксимацией фактических показателей разработки залежей, и близость тесноты этих связей R2 к единице свидетельствуют об их универсальности. Результаты исследований позволили авторам представить процесс разработки любой залежи тремя стадиями и несколькими этапами в каждой стадии разработки. Начало и завершение стадии определяются по двум характерным точкам перегиба и дублируются характерными точками перегиба кривых ВНФ, ВНФ’. Этапы внутри стадии выделяются по характерным точкам перегиба кривых ВНФ и ВНФ’, которые указывают на этапность подхода воды по пропласткам.
Список литературы:
1. Муслимов Р.Х. Опыт Республики Татарстан по рациональному освоению нефтяных богатств недр. – Казань: ФЭН, 2021. – 151 с.
2. Давыдов А.В. Анализ и прогноз разработки нефтяных залежей. – М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2008. – 314 с.
3. Иванова М.М. Динамика добычи нефти из залежей. – М.: Недра, 1976. – 247 с.
4. Коцюбинский В.Л., Муслимов Р.Х. О стадиях разработки нефтяных месторождений // Нефт. хоз-во. – 1996. – № 4.
5. Муслимов Р.Х. Современные методы управления разработкой нефтяных месторождений с применением заводнения. – Казань: Изд-во Казанского государственного ун-та, 2003. – 253 с.
6. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения / Р.Х. Муслимов, А.М. Шавалиев, Р.Б. Хисамов, И.Г. Юсупов. – М.: ВНИИОЭНГ, 1995. – С. 215–217.
7. Базив В.Ф. Экспертно-аналитическая оценка эффективности систем разработки нефтяных месторождений с заводнением. – М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2007. – 393 с.
8. Сазонов Б.Ф., Пономарев А.Г., Немков А.С. Поздняя стадия разработки нефтяных месторождений. – Самара: Книга, 2008. – 351 с.
9. Сопоставительная оценка эффективности реализуемых систем разработки нефтяных месторождений в связи с прогнозом КИН / В.Ф. Базив, Н.Н. Лисовский, С.А. Мальцев [и др.] // Тр. Науч.-прак. конф., посвящ. 50-летию открытия девонской нефти Ромашкинского месторождения. – Казань: Новое знание, 1998. – С. 37–62.
10. Гудков Е.П. Влияние физико-геологических и технологических факторов на динамику обводнения нефтяных скважин и залежей (на примере месторождений Пермской области): автореф. дис. … канд. техн. наук: 05.15.06. – М., 1974.
Назад в номер 
1,