Для некоторых месторождений характерно, что следом за первой стадией наступает стадия падения добычи нефти. Иногда это происходит уже в период ввода месторождения в разработку. Такое явление характерно для месторождений с вязкими нефтями или тогда, когда к концу первой стадии были достигнуты высокие темпы разработки порядка 12 — 20%/год и более. Из опыта разработки следует, что максимальный темп разработки не должен превышать 8 — 10 % год, а в среднем за весь срок разработки величина его должна быть в пределах 3 — 5 %/год.
Изменение добычи нефти из месторождения в процессе его разработки будет происходить естественно в том случае, когда технология разработки месторождения останется неизменной во времени.
В связи с развитием методов повышения нефтеотдачи пластов. может быть применена новая технология извлечения нефти из недр, вследствие чего снова будет расти добыча нефти из месторождения.
Основные характеристики стадий разработки нефтяного месторождения (залежи) приведены в рис.2.
К особенностям разработки залежей нефти на завершающих стадиях относятся следующие:
– сокращение чисто нефтяной площади разработки, вывод добывающих скважин из эксплуатации, отключение добывающих рядов скважин;
– в добывающей продукции большую часть занимает вода (обводнённость доходит до 60–70 % и выше), остановка добывающих скважин в связи с высокой их обводнённостью (98–99 %);
– снижаются дебиты скважин и общая добыча нефти, годовые темпы отбора нефти 1 % и менее;
– по некоторым добывающим скважинам (особенно по высокодебитным) осуществляется форсированный отбор жидкости;
– прорыв газа из газовой шапки и в связи с этим организация барьерного заводнения;
– бурение резервных скважин, бурение новых скважин, горизонтальное бурение, бурение вторых стволов, ввод их в эксплуатацию;
– ввод новых нагнетательных скважин, организация выработки не вовлечённых и остаточных запасов путем организации очагового заводнения;
– главным мероприятием на данном этапе является максимальное извлечение нефти, достижение проектного коэффициента нефтеотдачи;
– замедление темпов снижения добычи нефти;
– проведение мероприятий по сокращению добычи воды;
– изменение технологических режимов работы скважин;
– воздействие на околоскважинные зоны пласта (ОЗП) с целью интенсификации добычи нефти;
– применение методов увеличения нефтеотдачи пластов;
– выравнивание профилей приёмистости и отдачи в скважинах;
– изменение направлений фильтрационных потоков;
– перевод скважин с других горизонтов и др.
Значение температурного фактора для эксплуатации месторождений. Низкие температуры и высокие давления в условиях насыщения газа водой приводят к образованию гидратов и льда в скважинах и наземных сооружениях, которые, закупоривая проходное сечение, нарушают режим эксплуатации и приводят к уменьшению и даже прекращению подачи газа. Учёт температурного режима работы скважин необходим также и при высокой пластовой температуре, так как с повышением температуры удлиняются колонны обсадных труб, на металле труб образуются гофры, что способствует разрыву труб.
Определение температуры в простаивающей скважине. Температура газа в простаивающей скважине определяется по формуле определения температуры в горных породах. Основное условие для получения истинного значения температуры в такой скважине – полная стабилизация температуры после её остановки. Продолжительность времени стабилизации зависит от тепловых свойств окружающих ствол скважины пород.
Распределение температуры в стволе работающей скважины. В случае отсутствия зоны многолетней мерзлоты распределение температуры по стволу работающей скважины определяется по формуле:
