51
симального); снижением пластового давления,
незначительной об-
водненностью добываемой продукции. Продолжительность стадии –
до 4–5 лет. Резкий перелом кривой текущих отборов нефти в сторо-
ну ее выполаживания (выравнивания) свидетельствует об оконча-
нии первой стадии. Коэффициент извлечения нефти на первой ста-
дии может достигать 10 %.
Вторая
стадия соответствует
наиболее высокому текущему
уровню добычи нефти, сохраняющемуся в течение некоторого вре-
мени (от 1–2 до 5–7 лет, иногда более этого срока). Фонд скважин
в течение второй стадии увеличивается до максимального (в основ-
ном за счет резервных скважин). Обводненность продукции увели-
чивается с темпом от 2–3 до 5–7 % в год. Основная часть фонтани-
рующих скважин переводится на механизированную эксплуатацию.
Ряд добывающих скважин переводится под нагнетание воды, начи-
нается освоение системы поддержания пластового давления.
Небольшая часть скважин из-за высокой обводненности начинает
выводиться из эксплуатации. Коэффициент нефтеизвлечения дости-
гает 10–20 %, а для залежей с длительной по времени «полкой» –
до 25–35 %. Отбор жидкости из залежи увеличивается с ростом об-
водненности, однако текущая добыча нефти с некоторого момента
времени начинает постепенно уменьшаться.
Начало
третьей
стадии соответствует
существенному росту
темпа снижения текущей добычи нефти при росте обводненности
продукции скважин, достигающей к концу стадии 75–85 %. В пол-
ном объеме функционирует система
поддержания пластового дав-
ления. Добывающий фонд скважин уменьшается из-за перевода ча-
сти скважин в нагнетательный фонд и вывода добывающих сква-
жин из эксплуатации по причине их высокой обводнененности или
неудовлетворительного технического состояния.
Практически все
скважины эксплуатируются механизированным способом. Продол-
жительность стадии достигает 10–15 лет и более, коэффициент нефте-
извлечения увеличивается до 10–20 % при высоковязкой и 40–50 % –
при маловязкой нефти.
Достарыңызбен бөлісу: