riserva di petrolio gas naturale

I principali indicatori tecnologici che caratterizzano il processo di sviluppo di un giacimento petrolifero (deposito) comprendono: produzione annuale e cumulativa di petrolio, liquido, gas; iniezione annuale e cumulativa di agente (acqua); taglio dell'acqua dei prodotti realizzati; selezione del petrolio dalle riserve recuperabili; stock di pozzi di produzione e di iniezione; tassi di ritiro del petrolio; compensazione del prelievo di liquidi mediante iniezione di acqua; fattore di recupero del petrolio; portate di pozzi per petrolio e liquidi; bene iniettività; pressione del serbatoio, ecc.

Secondo il metodo di Lysenko V.D. I seguenti indicatori sono determinati e riassunti nella tabella n. 1:

1. Produzione annua di petrolio (qt) e 2. Numero di pozzi di produzione e di iniezione (nt):

dove t è il numero progressivo dell'anno contabile (t=1, 2, 3, 4, 5); q0 - produzione di petrolio per l'anno precedente a quello calcolato, nel nostro esempio per il 10° anno; e=2.718 - base dei logaritmi naturali; Qres – riserve petrolifere recuperabili residue all'inizio del calcolo (la differenza tra le riserve recuperabili iniziali e la produzione di petrolio accumulata all'inizio dell'anno di calcolo, nel nostro esempio per il decimo anno).

n0 - numero di pozzi all'inizio dell'anno contabile; T è la vita media di un pozzo, anni; in assenza di dati effettivi, il periodo di ammortamento standard di un pozzo (15 anni) può essere assunto pari a T.

3. Tasso annuo di ritiro del petrolio t - il rapporto tra la produzione annuale di petrolio (qt) e le riserve iniziali di petrolio recuperabili (Qlow):

t inferiore = qt / Q inferiore

4. Il tasso annuo di prelievo di petrolio dalle riserve recuperabili residue (attuali) è il rapporto tra la produzione annua di petrolio (qt) e le riserve recuperabili residue (Qoiz):

t oiz = qt / Qоiz

5. Produzione di petrolio dall'inizio dello sviluppo (recupero cumulativo di petrolio (Qacc):

Somma dei prelievi annuali di petrolio per l'anno in corso.

6. Prelievo di petrolio dalle riserve iniziali recuperabili - rapporto tra ritiro di petrolio accumulato (Qacc) e (Qlow):

СQ = Qnak / Qniz

7. Fattore di recupero del petrolio (ORF) o recupero del petrolio - il rapporto tra il recupero del petrolio accumulato (Qnak) e le riserve geologiche o di bilancio iniziali (Qbal):

KIN = Qnak/Qbal

• 8. Produzione liquida annua (ql). La produzione annua di liquidi per il periodo prospettico può essere assunta costante al livello effettivamente raggiunto nel decimo anno.
• 9. Produzione di liquidi dall'inizio dello sviluppo (Ql) - la somma dei prelievi annuali di liquidi per l'anno in corso.
• 10. Taglio idrico medio annuo della produzione di pozzi (W) - il rapporto tra la produzione annuale di acqua (qw) e la produzione liquida annuale (ql):

• 11. L'iniezione di acqua all'anno (qzak) per il periodo previsto è accettata in volumi che forniscono una compensazione accumulata per il prelievo di liquidi per il 15° anno di sviluppo per un importo del 110-120%.
• 12. Iniezioni d'acqua dall'inizio dello sviluppo Qzak - la somma delle iniezioni annuali di acqua per l'anno in corso.
• 13. Compensazione del prelievo di fluido mediante iniezione di acqua all'anno (attuale) - il rapporto tra l'iniezione annuale di acqua (qzak) e la produzione annuale di fluido (ql):

Kg = qzak/qzh

14. Compensazione per il prelievo di liquido mediante iniezione di acqua dall'inizio dello sviluppo (compensazione accumulata) - il rapporto tra l'iniezione di acqua accumulata (Qzak) e il prelievo di liquido accumulato (Ql):

Knak = Qzak/Qzh

15. La produzione annuale di gas di petrolio associato è determinata moltiplicando la produzione annuale di petrolio (qt) per il fattore gas:

qgas = qt.Gf

• 16. Produzione di gas di petrolio associato dall'inizio dello sviluppo - la somma dei prelievi annuali di gas.
• 17. Il tasso medio annuo di produzione di petrolio di un pozzo di produzione è il rapporto tra la produzione annua di petrolio (qg) e il numero medio annuo di pozzi di produzione (next) e il numero di giorni all'anno (Tg), tenendo conto dei pozzi di produzione coefficiente di funzionamento (Ke.d):

va bene d. = qg / nadd Tg Ke.d,

dove K.d è pari al rapporto tra i giorni (giorni) lavorati da tutti i pozzi di produzione durante un anno solare e il numero di tali pozzi e il numero di giorni solari (giorni) in un anno.

• 18. La portata media annua di liquido di un pozzo di produzione è il rapporto tra la produzione liquida annua (ql) e il numero medio annuo di pozzi di produzione (next) e il numero di giorni all'anno (Tg), tenendo conto della produzione tasso di funzionamento del pozzo (Ke.d):
• 19. Iniettività media annua di un pozzo di iniezione - il rapporto tra l'iniezione annuale di acqua (qzak) e il numero medio annuo di pozzi di iniezione (nnag) e il numero di giorni all'anno (Tg), tenendo conto del coefficiente operativo di iniezione pozzi (Ke.n):

bene = qzak / nnag Tg Ke.n,

dove K.n è pari al rapporto tra i giorni lavorati da tutti i pozzi di iniezione durante un anno solare, il numero di tali pozzi e il numero di giorni solari in un anno.

20. La pressione del serbatoio per il 20° anno di sviluppo tende a diminuire se la compensazione accumulata è inferiore al 120%; se la compensazione accumulata è compresa tra 120 e 150%, allora la pressione del giacimento è prossima o uguale a quella iniziale; se la compensazione accumulata è superiore al 150%, allora la pressione del giacimento tende ad aumentare e può essere superiore a quella iniziale.

Il programma di sviluppo del campo è presentato nell'istogramma.

Calcolo delle riserve di gas naturale tramite formula e calcolo delle riserve recuperabili tramite metodo grafico

Di estrapolando sull'asse delle ascisse il grafico Q zap = f (Pav(t)) si determinano le riserve di gas recuperabili oppure utilizzando il rapporto:

dove Q riserva - riserve iniziali di gas recuperabili, milioni di m3;

Qext (t) - la produzione di gas dall'inizio dello sviluppo in un certo periodo di tempo (ad esempio 5 anni) è riportata nell'Appendice 4, milioni di m3;

Pinit - pressione iniziale nel giacimento, MPa;

Pav(t) - pressione media ponderata nel deposito per il periodo di tempo di estrazione del volume di gas (ad esempio, 5 anni), Pav(t) =0,9 Iniziale, MPa;

iniziale e av(t) - correzioni per la deviazione delle proprietà di un gas reale secondo la legge Boyle-Mariotte dalle proprietà dei gas ideali (rispettivamente per le pressioni Pinit e Paver(t)). L'emendamento è pari a

Il coefficiente di supercomprimibilità del gas è determinato dalle curve sperimentali di Brown-Katz. Per semplificare i calcoli si assume convenzionalmente zinit =0,65, zav(t) =0,66, il cui valore corrisponde alla pressione Pav(t); Per il calcolo prendiamo Kgo = 0,8.

La tecnologia di sviluppo dei giacimenti petroliferi è un insieme di metodi utilizzati per estrarre il petrolio dal sottosuolo. Nel concetto sopra esposto di sistema di sviluppo, la presenza o l'assenza di un impatto sulla formazione è indicata come uno dei suoi fattori determinanti. Da questo fattore dipende la necessità di perforare pozzi di iniezione. La tecnologia di sviluppo dei giacimenti non è inclusa nella definizione di sistema di sviluppo. Con gli stessi sistemi che puoi utilizzare varie tecnologie sviluppo del campo. Naturalmente, quando si progetta lo sviluppo sul campo, è necessario tenere conto di quale sistema si adatta meglio alla tecnologia scelta e quale sistema di sviluppo può più facilmente raggiungere gli indicatori specificati.

Lo sviluppo di ciascun giacimento petrolifero è caratterizzato da determinati indicatori. Consideriamo gli indicatori generali inerenti a tutte le tecnologie di sviluppo. Questi includono quanto segue.

Produzione di olio q n – l'indicatore principale, totale per tutti i pozzi di produzione perforati nel sito per unità di tempo, e produzione media giornaliera q ns per pozzo. La natura delle variazioni nel tempo di questi indicatori dipende non solo dalle proprietà della formazione e dai fluidi che la saturano, ma anche dalle operazioni tecnologiche effettuate sul campo nei vari stadi di sviluppo.

Estrazione liquida qf – produzione totale di petrolio e acqua per unità di tempo. Il petrolio puro viene prodotto dai pozzi nella parte puramente petrolifera del giacimento durante un periodo di siccità di funzionamento dei pozzi. Per la maggior parte dei depositi, prima o poi i loro prodotti iniziano a impregnarsi d'acqua. Da questo momento in poi, la produzione di liquidi supera la produzione di petrolio.

Produzione di gas q g Questo indicatore dipende dal contenuto di gas nel giacimento di petrolio, dalla sua mobilità rispetto alla mobilità del petrolio nel giacimento, dal rapporto tra la pressione del giacimento e la pressione di saturazione, dalla presenza di un gas cap e dal sistema di sviluppo del giacimento. La produzione di gas è caratterizzata utilizzando il fattore gas, ovvero è il rapporto tra il volume di gas prodotto da un pozzo per unità di tempo, ridotto a condizioni standard, e la produzione di petrolio degasato per la stessa unità di tempo. Il fattore gas medio come indicatore di sviluppo tecnologico è determinato dal rapporto tra la produzione attuale di gas e la produzione attuale di petrolio.

Quando si sviluppa un giacimento mantenendo la pressione del giacimento al di sopra della pressione di saturazione, il fattore gas rimane invariato e quindi la natura del cambiamento nella produzione di gas ripete la dinamica della produzione di petrolio. Se durante lo sviluppo la pressione del giacimento è inferiore alla pressione di saturazione, il fattore gas cambia come segue. Durante lo sviluppo in modalità gas disciolto, il fattore gas medio prima aumenta, raggiunge il massimo, quindi diminuisce e tende a zero a pressione di giacimento pari a quella atmosferica. In questo momento il regime dei gas disciolti passa al regime gravitazionale.

Gli indicatori considerati riflettono le caratteristiche dinamiche del processo di estrazione di petrolio, acqua e gas. Per caratterizzare il processo di sviluppo nell'intero periodo di tempo passato, viene utilizzato un indicatore integrale: produzione accumulata. La produzione cumulativa di petrolio riflette la quantità di petrolio prodotto da un impianto in un certo periodo di tempo dall'inizio dello sviluppo, vale a dire dal momento in cui è stato lanciato il primo pozzo produttivo.

A differenza degli indicatori dinamici, la produzione accumulata non può che aumentare. Con una diminuzione della produzione corrente, diminuisce il tasso di aumento del corrispondente indicatore accumulato. Se la produzione corrente è pari a zero, la crescita dell'indicatore accumulato si ferma e rimane costante.

Oltre agli indicatori assoluti considerati, che quantificano la produzione di petrolio, acqua e gas, vengono utilizzati anche quelli relativi, che caratterizzano il processo di estrazione dei prodotti dei giacimenti come quota delle riserve di petrolio.

Tasso di sviluppo Z(t)– il rapporto tra la produzione annua di petrolio e le riserve recuperabili, espresso in percentuale.

Z(t) = q H ∕ N (1.12)

Questo indicatore cambia nel tempo, riflettendo l'impatto sul processo di sviluppo di tutte le operazioni tecnologiche svolte sul campo, sia durante il suo sviluppo che durante il processo di regolamentazione.

La Figura 1.7 mostra le curve che caratterizzano il tasso di sviluppo nel tempo per due campi con diverse proprietà geologiche e fisiche. A giudicare dalle dipendenze indicate, i processi di sviluppo di questi campi sono significativamente diversi. Secondo la curva 1 si possono distinguere quattro periodi di sviluppo, che chiameremo stadi.

Primo stadio(fase di messa in funzione di un campo), quando avviene la perforazione intensiva di pozzi nel parco principale, il tasso di sviluppo aumenta continuamente e raggiunge valore massimo entro la fine del periodo. Lungo la sua lunghezza viene solitamente prodotto olio anidro. La sua durata dipende dall'entità del deposito e dalla velocità di perforazione dei pozzi che compongono il fondo principale.

Il raggiungimento della massima produzione annua di riserve petrolifere recuperabili non sempre coincide con il completamento della perforazione dei pozzi. A volte arriva prima del previsto perforazione del deposito.

1 – deposito A; 2 – deposito B; I, II, III, IV – stadi di sviluppo

Figura 1.7 – Grafico delle variazioni del tasso di sviluppo nel tempo

Seconda fase(fase di mantenimento di quanto realizzato livello massimo produzione di petrolio) è caratterizzata da una produzione annua di petrolio più o meno stabile. Nell'incarico di progettazione dello sviluppo del giacimento vengono spesso specificati la produzione massima di petrolio, l'anno in cui tale produzione dovrebbe essere raggiunta e la durata della seconda fase.

Il compito principale di questa fase viene svolto perforando pozzi di riserva, regolando le condizioni dei pozzi e sviluppando completamente un sistema di allagamento o un altro metodo per influenzare la formazione. Alcuni pozzi smettono di scorrere verso la fine della fase e vengono trasferiti a un metodo di funzionamento meccanizzato (utilizzando pompe).

Terza fase(fase di declino della produzione di petrolio) è caratterizzata da un'intensa diminuzione del tasso di sviluppo sullo sfondo di un progressivo taglio dell'acqua nella produzione di pozzi in condizioni di pressione dell'acqua e di un forte aumento del fattore gas in condizioni di pressione del gas. Quasi tutti i pozzi sono gestiti in modo meccanizzato. Al termine di questa fase, una parte significativa dei pozzi sarà fuori servizio.

Quarta fase(fase finale di sviluppo) è caratterizzata da bassi tassi di sviluppo. C’è un forte taglio dell’acqua e una lenta diminuzione della produzione di petrolio.

Le prime tre fasi, durante le quali viene ritirato dal 70 al 95% delle riserve di petrolio recuperabili, costituiscono il periodo di sviluppo principale. Nella quarta fase vengono estratte le rimanenti riserve di petrolio. Tuttavia è durante questo periodo, che generalmente caratterizza l'efficacia del sistema di sviluppo implementato, che viene determinato il valore finale della quantità di petrolio recuperato, il periodo totale di sviluppo del giacimento e viene estratto il volume principale di acqua associata.

Come si può vedere dalla Figura 1.10 (curva 2), per alcuni giacimenti è tipico che dopo la prima fase si verifichi una fase di declino della produzione di petrolio. A volte ciò accade già durante il periodo in cui il campo viene messo in fase di sviluppo. Questo fenomeno è tipico dei giacimenti con oli viscosi o quando, alla fine della prima fase, si raggiungono tassi di sviluppo elevati di circa il 12 - 20% annuo o più. Dall'esperienza di sviluppo ne consegue che il tasso di sviluppo massimo non dovrebbe superare l'8 - 10% all'anno e, in media, durante l'intero periodo di sviluppo il suo valore dovrebbe essere compreso tra il 3 e il 5% all'anno.

Notiamo ancora una volta che il quadro descritto dei cambiamenti nella produzione di petrolio da un giacimento durante il suo sviluppo si verificherà naturalmente nel caso in cui la tecnologia di sviluppo del giacimento e, forse, il sistema di sviluppo rimangano invariati nel tempo. In connessione con lo sviluppo di metodi per migliorare il recupero del petrolio, ad un certo punto dello sviluppo del giacimento, molto probabilmente al terzo o quarto, potrebbe essere applicata una nuova tecnologia per l'estrazione del petrolio dal sottosuolo, a seguito della quale la produzione di petrolio dal giacimento aumenterà nuovamente.

Nella pratica di analisi e progettazione dello sviluppo dei giacimenti petroliferi vengono utilizzati anche indicatori che caratterizzano il tasso di ritiro delle riserve petrolifere nel tempo: il tasso di selezione delle riserve di bilancio e il tasso di selezione delle riserve recuperabili residue. A priori

(1.13)

Dove – produzione annua di olio in campo a seconda del tempo di sviluppo; – equilibrare le riserve di petrolio.

Se (1.8) è il tasso di sviluppo, allora la relazione tra e è espressa dall'uguaglianza:

(1.14)

dov'è il recupero del petrolio entro la fine del periodo di sviluppo del giacimento.

Tasso di estrazione delle riserve petrolifere residue recuperabili:

, (1.15)

Dove – produzione di petrolio accumulata per il campo a seconda del tempo di sviluppo.

Produzione cumulativa di petrolio:

(1.16)

dov'è il tempo di sviluppo del campo; - ora attuale.

L'attuale recupero del petrolio o il coefficiente di selezione delle riserve di bilancio è determinato dall'espressione:

(1.17)

Entro la fine dello sviluppo sul campo, vale a dire a , recupero del petrolio:

(1.18)

Il taglio dell'acqua prodotta è il rapporto tra la portata dell'acqua e la portata totale di olio e acqua. Questo indicatore varia nel tempo da zero a uno:

(1.19)

La natura del cambiamento dell’indicatore dipende da una serie di fattori. Uno dei principali è il rapporto tra la viscosità dell'olio e la viscosità dell'acqua in condizioni di giacimento µ 0:

µ 0 = µ n / µ pollici (1,20)

Dove µ n E µ dentro– viscosità dinamica rispettivamente dell'olio e dell'acqua.

Quando si sviluppano giacimenti con oli altamente viscosi, l'acqua può comparire nella produzione di alcuni pozzi fin dall'inizio della loro attività. Sono in fase di sviluppo alcuni depositi con oli a bassa viscosità a lungo con leggero contenuto di acqua. Il valore limite tra oli viscosi e a bassa viscosità varia da 3 a 4.

La natura dell'irrigazione dei pozzi e la produzione del serbatoio sono influenzate anche dall'eterogeneità strato per strato del serbatoio (con un aumento del grado di eterogeneità, il periodo di funzionamento del pozzo senza acqua si riduce) e dalla posizione del pozzo intervallo di perforazione relativo al contatto olio-acqua.

L'esperienza nello sviluppo dei giacimenti petroliferi indica che con una bassa viscosità del petrolio, si ottiene un maggiore recupero del petrolio con un minore taglio dell'acqua. Di conseguenza, il taglio dell’acqua può fungere da indicatore indiretto dell’efficienza dello sviluppo del campo. Se l'irrigazione del prodotto è più intensa rispetto a quanto previsto dal progetto, ciò può servire da indicatore del fatto che il deposito è coperto dal processo di allagamento dell'acqua in misura inferiore al previsto.

Tasso di prelievo di liquidi– il rapporto tra la produzione annua di fluidi in condizioni di giacimento e le riserve di petrolio recuperabili, espresso in% annuo.

Se la dinamica del tasso di sviluppo è caratterizzata da fasi, la variazione del tasso di prelievo di liquidi nel tempo avviene come segue. Durante la prima fase, la selezione fluida per la maggior parte dei campi ripete praticamente la dinamica della velocità del loro sviluppo. Nella seconda fase, il tasso di prelievo di liquidi da alcuni depositi rimane costante al livello massimo, da altri diminuisce e da altri aumenta. Le stesse tendenze sono ancora più pronunciate nella terza e quarta fase. La variazione della velocità di prelievo del fluido dipende dal fattore olio-acqua, dalla portata dell'acqua iniettata nel serbatoio, dalla pressione del serbatoio e dalla temperatura del serbatoio.

Fattore acqua-olio– il rapporto tra i valori attuali della produzione di acqua e di petrolio al momento dello sviluppo del giacimento, misurato in m 3 /t. Questo parametro, che mostra quanti volumi di acqua vengono prodotti per 1 tonnellata di petrolio prodotto, è un indicatore indiretto dell'efficienza dello sviluppo e inizia ad aumentare rapidamente a partire dalla terza fase di sviluppo. La velocità del suo aumento dipende dalla velocità di prelievo di liquidi. Quando si sviluppano depositi di oli a bassa viscosità, alla fine il rapporto tra il volume di acqua prodotta e la produzione di petrolio raggiunge uno, e per gli oli viscosi aumenta a 5 - 8 m 3 /t e in alcuni casi raggiunge 20 m 3 /t.

Consumo di sostanze iniettate nella formazione. Quando si implementano varie tecnologie per influenzare la formazione, vengono utilizzati vari agenti per migliorare le condizioni per l'estrazione del petrolio dal sottosuolo. Nella formazione vengono pompati acqua o vapore, gas idrocarburici o aria, anidride carbonica e altre sostanze. La velocità di iniezione di queste sostanze e la loro quantità totale, nonché la velocità della loro estrazione in superficie con produzione di pozzi, sono gli indicatori tecnologici più importanti del processo di sviluppo.

Pressione del serbatoio. Durante il processo di sviluppo, la pressione nelle formazioni incluse nell'oggetto di sviluppo cambia rispetto a quella iniziale. Inoltre, in diverse parti dell'area sarà diverso: vicino ai pozzi di iniezione sarà massimo, mentre vicino ai pozzi di produzione sarà minimo. Per monitorare le variazioni della pressione del giacimento, viene utilizzato un valore medio ponderato sull'area o sul volume del giacimento. Per determinare i loro valori medi ponderati, vengono utilizzate mappe isobare costruite per diversi punti nel tempo.

Indicatori importanti dell'intensità dell'impatto idrodinamico sulla formazione sono le pressioni sul fondo dei pozzi di iniezione e produzione. La differenza tra questi valori determina l'intensità del flusso del fluido nella formazione.

La pressione alla testa pozzo dei pozzi di produzione viene stabilita e mantenuta in base ai requisiti per garantire la raccolta e il trasporto sul campo dei prodotti del pozzo.

Temperature del serbatoioUN. Durante il processo di sviluppo, questo parametro cambia a causa degli effetti di strozzamento nelle zone vicine al pozzo della formazione, dell'iniezione di refrigeranti nella formazione e della creazione di un fronte di combustione in movimento al suo interno.

Domande per l'autocontrollo:

1. Definire il concetto di “sviluppo di giacimenti petroliferi”.

3. Fornire esempi di relazioni idrodinamiche tra i giacimenti petroliferi e il sistema idrico circostante.

4. Come viene distribuita la pressione in un giacimento petrolifero durante il suo sviluppo?

Prima dello sviluppo di metodi per influenzare i giacimenti petroliferi al fine di estrarne petrolio, lo sviluppo dei giacimenti veniva effettuato utilizzando l'energia naturale. Poi è apparso un concetto importante sui regimi dei giacimenti petroliferi, che sono stati classificati in base alla natura delle forze che muovono il petrolio al loro interno.

I regimi di formazione più comuni nella pratica di sviluppo dei giacimenti petroliferi erano: elastico , gas disciolto E pressione del gas (O tappo del serbatoio ).

In modalità elastica l'olio viene spostato dal mezzo poroso a causa dell'espansione elastica dei liquidi (olio e acqua), nonché della diminuzione del volume dei pori con una diminuzione della pressione del giacimento dovuta alla deformazione delle rocce.

Se l'area di confine del giacimento petrolifero ha accesso alla superficie diurna in montagna, dove il giacimento è costantemente rifornito di acqua, o l'area falda del giacimento petrolifero è molto estesa e il giacimento in esso contenuto è altamente permeabile, quindi sarà il regime di tale serbatoio pressione elastica naturale dell'acqua .

Recupero del petrolio in modalità gas disciolto si verifica quando la pressione del giacimento scende al di sotto della pressione di saturazione, il gas in esso disciolto viene rilasciato dall'olio sotto forma di bolle e la loro espansione. Il regime di gas disciolto nella sua forma pura si osserva in formazioni spesso interstratificate.

Nella maggior parte dei casi, il gas rilasciato dal petrolio galleggia sotto l'influenza delle forze gravitazionali, formandosi tappo del serbatoio (secondario ). In conseguenza di ciò, a modalità pressione gas (O regime di tappo del carburante ).

Quando sia l'energia elastica che l'energia del gas rilasciato dal petrolio sono esaurite, il petrolio dalla formazione scorre verso il fondo sotto l'influenza della gravità, dopo di che viene estratto. Questo regime di formazione si chiama gravitazionale .

Tuttavia, nella moderna industria petrolifera russa, lo sviluppo dei giacimenti petroliferi con un impatto sul giacimento è di importanza predominante. In queste condizioni, il concetto di “regime di giacimento” non caratterizza pienamente il processo di estrazione del petrolio dal sottosuolo. Ad esempio, lo sviluppo di un determinato campo viene effettuato utilizzando l'iniezione di anidride carbonica liquida nella formazione per un certo tempo, e quindi di acqua, che sposta la porzione iniettata di anidride carbonica (slug) attraverso la formazione. Si può, ovviamente, dire che il regime di formazione in questo caso è artificialmente guidato dall'acqua. Tuttavia, questo è troppo poco per descrivere il processo di estrazione del petrolio. È necessario tenere conto non solo della modalità, ma anche del meccanismo di estrazione del petrolio dal giacimento, associato alla tecnologia del suo sviluppo.

Per sviluppare i depositi è necessario giustificare e selezionare non solo un sistema, ma anche una tecnologia di sviluppo.

La tecnologia di sviluppo dei giacimenti petroliferi è un insieme di metodi, utilizzato per estrarre il petrolio dal sottosuolo . Nel concetto sopra esposto di sistema di sviluppo, la presenza o l'assenza di un impatto sulla formazione è indicata come uno dei suoi fattori determinanti. Da questo fattore dipende la necessità di perforare pozzi di iniezione. La tecnologia di sviluppo dei giacimenti non è inclusa nella definizione di sistema di sviluppo. Con gli stessi sistemi possono essere utilizzate diverse tecnologie di mining. Naturalmente, quando si progetta lo sviluppo sul campo, è necessario tenere conto di quale sistema si adatta meglio alla tecnologia scelta e quale sistema di sviluppo può più facilmente raggiungere gli indicatori specificati.

Lo sviluppo di ciascun giacimento petrolifero è caratterizzato da determinati indicatori. Consideriamo gli indicatori generali inerenti a tutte le tecnologie di sviluppo. Questi includono quanto segue.

1 . Estrazione del petrolio da un giacimento durante il suo sviluppo . Come già notato, il processo di sviluppo di un giacimento petrolifero può essere suddiviso in quattro fasi (Figura 3.21). Nella prima fase (sezione I), quando hanno luogo la perforazione, lo sviluppo del campo, la messa in servizio dei pozzi e delle strutture del campo (messa in servizio degli elementi del sistema di sviluppo), la produzione di petrolio aumenta, il che è in gran parte dovuto alla velocità della perforazione e dello sviluppo del campo, che dipende dal lavoro di unità di perforazione e costruzione sul campo.

Seconda fase(sezione II) è caratterizzata dalla massima produzione di petrolio. Nell'incarico di progettazione dello sviluppo del giacimento vengono spesso specificati la produzione massima di petrolio, l'anno in cui tale produzione dovrebbe essere raggiunta e la durata della seconda fase.

Terza fase(sezione III) è caratterizzata da un forte calo della produzione di petrolio e da un aumento significativo del taglio dell'acqua nella produzione dei pozzi (durante l'allagamento dei giacimenti petroliferi). Alla quarta fase (sezione IV) si registra un declino relativamente lento e graduale della produzione di petrolio, un forte taglio dell’acqua nella produzione dei pozzi e il suo costante aumento. La quarta fase è chiamata tardi O fase finale dello sviluppo . Va sottolineato ancora una volta

Figura 3.21 – Dipendenza q n, Q da T: 1, 2 – produzione di petrolio, rispettivamente q n e liquidi Q

Il quadro descritto dei cambiamenti nella produzione di petrolio da un giacimento durante il suo sviluppo si verificherà naturalmente nel caso in cui la tecnologia di sviluppo del giacimento e, forse, il sistema di sviluppo rimangano invariati nel tempo. In connessione con lo sviluppo di metodi per migliorare il recupero del petrolio, ad un certo punto dello sviluppo del giacimento, molto probabilmente al terzo o quarto, potrebbe essere applicata una nuova tecnologia per l'estrazione del petrolio dal sottosuolo, a seguito della quale la produzione di petrolio dal giacimento aumenterà nuovamente.

2 . Tasso di sviluppo del campo z(t), variabile nel tempo T, pari al rapporto tra la produzione attuale di petrolio qn(t) alle riserve recuperabili del campo N:

Le riserve recuperabili del campo sono determinate dalla seguente formula:

Se le riserve di petrolio recuperabili di un giacimento rimangono invariate durante il suo sviluppo, la variazione del tasso di sviluppo del giacimento nel tempo avviene in modo simile alla variazione della produzione di petrolio e attraversa le stesse fasi della produzione di petrolio.

Lo sviluppo sul campo, essendo iniziato in questo momento, termina in questo momento t a, a cui verranno prodotte tutte le riserve di petrolio recuperabili dal giacimento N. Poi

Quando si calcola la produzione di petrolio z(t) può essere rappresentato da funzioni analitiche. Pertanto, per comodità di integrazione, possiamo presumerlo

da allora alle .

È possibile ottenere una relazione tra la velocità di sviluppo del campo nel suo insieme, il parametro Ne cr, il ritmo di sviluppo di un elemento del sistema z(t) e velocità di messa in servizio degli elementi del sistema v(t). Utilizzando (3.11) e (3.12), otteniamo

Il tasso di sviluppo di un giacimento petrolifero può anche essere rappresentato come il rapporto con la produzione attuale di petrolio qn(t) alle riserve geologiche di petrolio G Luogo di nascita. Esiste la seguente relazione tra riserve petrolifere recuperabili e geologiche:

Dove h a– recupero finale del petrolio.

Utilizzando la (3.17), possiamo trovare la velocità di sviluppo del campo, definita come

Utilizzando (3.12), (3.17) e (3.18), otteniamo un valore leggermente modificato per il tasso di sviluppo:

La parte utilizza il concetto di tasso di sviluppo, definito come il rapporto tra la produzione attuale di petrolio qn(t) alle riserve petrolifere residue (recuperabili). N riposo (t) depositi, cioè

Per N riposo (t) abbiamo espressione successiva:

Differenziando l'espressione (3.20) tenendo conto della (3.21), abbiamo

Tenendo conto che , , , otteniamo infine la seguente relazione differenziale tra le velocità di sviluppo del campo:

Se esprimiamo analiticamente la dipendenza, allora, sostituendola nella (3.23), otteniamo .

3 . Estrazione di liquidi dal giacimento . Quando si sviluppano giacimenti petroliferi, l'acqua viene estratta dal giacimento insieme a petrolio e gas. In questo caso possiamo considerare il petrolio insieme al gas in esso disciolto, oppure il petrolio degasato. Estrazione liquida – è la produzione totale di petrolio e acqua . La Figura 3.21 mostra il cambiamento nel processo di sviluppo del giacimento utilizzando l’estrazione di petrolio q n e liquidi Q:

Dove q dentro– estrazione dell'acqua.

La produzione di liquidi supera sempre la produzione di petrolio. Nella terza e quarta fase, dal campo viene solitamente prodotta una quantità di liquido che è molte volte superiore alla quantità di petrolio prodotto.

4 . Recupero del petrolio – il rapporto tra la quantità di petrolio estratto dal giacimento e le sue riserve iniziali nel giacimento . Distinguere attuale E recupero finale del petrolio .

Sotto l'attuale produzione di petrolio comprendere il rapporto tra la quantità di petrolio estratto dal giacimento al momento dello sviluppo del giacimento e le sue riserve iniziali:

Recupero finale del petrolio– il rapporto tra la quantità di petrolio prodotto e le sue riserve iniziali al termine dello sviluppo del giacimento:

Invece del termine “recupero del petrolio”, viene utilizzato anche il termine “coefficiente di recupero del petrolio”.

Dalla definizione di cui sopra dell’attuale recupero di petrolio ne consegue che esso è variabile nel tempo e aumenta all’aumentare della quantità di petrolio estratto dal giacimento. Pertanto, il termine “fattore di recupero del petrolio” può essere applicato al recupero finale del petrolio.

Si ritiene solitamente che l'attuale recupero del petrolio dipenda da vari fattori: la quantità di acqua iniettata nella formazione durante l'inondazione, il rapporto tra questa quantità e il volume dei pori nella formazione, il rapporto tra la quantità di fluido estratto dalla formazione e il volume volume dei pori nella formazione, taglio dell'acqua del prodotto e semplicemente tempo. La Figura 3.22 mostra una tipica relazione di recupero del petrolio H dal momento T. Se t a– il momento del completamento dello sviluppo del giacimento, h a– recupero finale del petrolio. Possiamo parlare di recupero di petrolio non solo di una singola formazione, oggetto, giacimento, ma anche del recupero di petrolio medio per un gruppo di giacimenti, un certo complesso geologico, una regione produttrice di petrolio e per il paese nel suo insieme, intendendo l'attuale recupero di petrolio come rapporto tra la quantità di petrolio estratto da una formazione in un dato momento e le sue riserve geologiche iniziali in un gruppo di giacimenti, complessi, regioni o paesi, e per recupero finale di petrolio - il rapporto di petrolio estratto dal giacimento alla fine dello sviluppo in riserve geologiche.

Figura 3.22 – Dipendenza dal recupero attuale del petrolio H dal momento T

Il recupero del petrolio dipende generalmente da molti fattori. Solitamente isolato fattori , legati al meccanismo di estrazione del petrolio dal giacimento stesso , E fattori , caratterizzando la completezza del coinvolgimento della formazione nel suo insieme nello sviluppo . Pertanto il recupero del petrolio è rappresentato dal seguente prodotto:

Dove h 1– coefficiente di spostamento dell'olio dal giacimento; ore 2– coefficiente di copertura del bacino per sviluppo. Considerando quanto sopra, è opportuno ricordare che per il recupero attuale del petrolio il coefficiente di spostamento è un valore variabile nel tempo. Il prodotto è valido per tutti i processi di sviluppo dei giacimenti petroliferi. Questa idea è stata introdotta per la prima volta da A.P. Krylov quando si considerava il recupero del petrolio dai giacimenti durante il loro sviluppo utilizzando l'allagamento dell'acqua. Grandezza h 1è pari al rapporto tra la quantità di petrolio estratto dal giacimento e le riserve petrolifere originariamente localizzate nella parte di giacimento interessata dallo sviluppo. Grandezza ore 2è pari al rapporto tra le riserve petrolifere coinvolte nello sviluppo e le riserve geologiche totali di petrolio nel giacimento.

Il recupero finale del petrolio è determinato non solo dalle capacità della tecnologia di sviluppo dei giacimenti petroliferi, ma anche dalle condizioni economiche. Anche se alcune tecnologie consentono di ottenere un recupero finale del petrolio significativamente più elevato di quello esistente, ciò potrebbe non essere redditizio per ragioni economiche.

5 . Estrazione di gas da un giacimento petrolifero durante il suo sviluppo . Questo valore, quando si sviluppano giacimenti in condizioni naturali o quando si influenza la formazione, dipende dal contenuto di gas nel petrolio del giacimento, dalla mobilità del gas rispetto alla mobilità del petrolio nel giacimento, dal rapporto tra la pressione del giacimento e la pressione di saturazione e dalla sistema di sviluppo dei giacimenti petroliferi. Nel processo di mantenimento della pressione del giacimento al di sopra della pressione di saturazione mediante allagamento del giacimento, la curva di produzione del gas nel tempo sarà simile alla curva di produzione del petrolio. Nel caso di sviluppo di un giacimento petrolifero senza incidere sulla formazione, ad es. con una caduta della pressione del giacimento, dopo la pressione media ponderata del giacimento R la pressione di saturazione diminuirà siamo noi, la saturazione della formazione con la fase gassosa aumenta notevolmente e la produzione di gas raramente aumenta.

Per caratterizzare la produzione di petrolio e gas dai pozzi, viene utilizzato il concetto sul fattore gas , cioè. in relazione al volume di gas prodotto dal pozzo , ridotto a condizioni standard , alla produzione per unità di tempo di olio degasato . In linea di principio il concetto circa il fattore gas medio può essere utilizzato come caratteristica tecnologica dello sviluppo di un giacimento petrolifero nel suo complesso. Poi il fattore gas medio è pari al rapporto tra la produzione attuale di gas e la produzione attuale di petrolio dal giacimento .

6 . Consumo di sostanze iniettate nella formazione e loro estrazione insieme a petrolio e gas . Quando si eseguono vari processi tecnologici per l'estrazione di petrolio e gas dal sottosuolo, acqua ordinaria, acqua con additivi di reagenti chimici, acqua calda oppure vapore, gas idrocarburici, aria, anidride carbonica e altre sostanze. Il consumo di queste sostanze può cambiare durante lo sviluppo del campo. Queste sostanze possono essere estratte da un giacimento petrolifero e il loro tasso di recupero è anche un indicatore tecnologico.

7 . Distribuzione della pressione nella formazione . Durante lo sviluppo di un giacimento petrolifero, la pressione nel giacimento cambia rispetto a quella iniziale; varia a seconda dei regimi di estrazione del petrolio e di iniezione degli agenti nelle formazioni. Allo stesso tempo, sarà naturalmente diverso nelle singole sezioni della formazione. Pertanto, in prossimità dei pozzi di iniezione la pressione aumenta, mentre in prossimità dei pozzi di produzione diminuisce ( imbuti della depressione ). Pertanto, quando si parla di pressione del giacimento, di solito si intende media ponderata per area O pressione del serbatoio volumetrico . La pressione media ponderata del giacimento sull’area del campo viene calcolata utilizzando la seguente formula:

dove è la pressione nel punto con le coordinate al momento T.

Nella formula (3.28) si prende l'integrale sull'area S Luogo di nascita.

Quando si progetta lo sviluppo di un giacimento petrolifero, è importante calcolare la distribuzione della pressione nel giacimento nel suo insieme o in un elemento del sistema di sviluppo. Come indicatori di sviluppo vengono utilizzate anche le pressioni nei punti caratteristici della formazione sviluppata - sul fondo dei pozzi di iniezione. pH, su linee o circuiti di iniezione, su linee o circuiti di produzione e in pozzi di produzione r s(Figura 3.23). È anche importante determinare le differenze di pressione del giacimento come differenza di pressione nei pozzi di iniezione e di produzione.

8 . Pressione alla testa del pozzo RU pozzi di produzione . Questa pressione è impostata in base ai requisiti per garantire la raccolta e il trasporto attraverso tubi di petrolio, gas e acqua prodotti dal giacimento dalla testa pozzo agli impianti petroliferi per la separazione del gas, la disidratazione e la desalinizzazione del petrolio.

9 . Distribuzione dei pozzi mediante metodi di sollevamento del fluido dal fondo alla superficie (Fontana , compressore , pompaggio profondo ). La permeabilità dei giacimenti petroliferi, a causa della loro eterogeneità, varia nelle singole aree dei giacimenti. Questa differenza è aggravata dalle condizioni dell'autopsia.

Figura 3.23 – Distribuzione della pressione nei punti caratteristici della formazione e nei pozzi: 1 – pozzo di iniezione; 2 – pressione pH; 3 – pressione; 4 – diagramma delle pressioni del serbatoio; 5 – pressione RU; 6 – pozzo di produzione; 7 – pressione; 8 – pressione r s; 9 – strato

giacimenti petroliferi durante la perforazione di pozzi, il loro fissaggio e sviluppo. Di conseguenza, la produttività dei singoli pozzi perforati sul campo risulta essere notevolmente diversa. Quindi, alla stessa caduta di pressione e alla stessa pressione a testa pozzo RU nei pozzi di produzione le loro portate saranno diverse, oppure si potranno ottenere portate uguali a pressioni di fondo pozzo diverse. Queste circostanze portano all'uso nei pozzi in vari modi sollevamento delle sostanze estratte dal serbatoio verso la superficie. Pertanto, con un'elevata produttività (elevata pressione sul fondo del pozzo) e un basso taglio dell'acqua, i pozzi possono fuoriuscire con una produttività inferiore, potrebbero essere necessari metodi meccanizzati per il sollevamento del fluido dal fondo;

10 . Temperatura del serbatoio . Durante lo sviluppo dei giacimenti petroliferi, la temperatura del giacimento cambia a causa degli effetti di strozzamento osservati durante il movimento di liquidi e gas nelle zone di fondo pozzo dei pozzi; iniezione di acqua in formazioni con temperatura diversa da quella di formazione; introducendo refrigeranti nella formazione o eseguendo la combustione in situ. Pertanto, la temperatura iniziale del giacimento, essendo un fattore naturale, può essere modificata durante il processo di sviluppo e diventare, come la pressione del giacimento, un indicatore di sviluppo. Quando si progettano processi di sviluppo di un giacimento petrolifero, la cui implementazione è associata a un cambiamento significativo nella temperatura del giacimento, è necessario calcolare la distribuzione della temperatura nel giacimento nel suo insieme o in un elemento del sistema di sviluppo. È inoltre importante prevedere le variazioni di temperatura in prossimità del fondo dei pozzi di iniezione e di produzione, nonché in altre formazioni adiacenti a quello in fase di sviluppo.

Oltre ai principali indicatori di sviluppo descritti durante l'implementazione di varie tecnologie per l'estrazione del petrolio dal sottosuolo, vengono determinati anche indicatori speciali caratteristici di questa tecnologia. Ad esempio, quando si sposta il petrolio dai serbatoi con soluzioni acquose di tensioattivi, polimeri o anidride carbonica, è necessario prevedere quantitativamente l'assorbimento e la velocità associata di movimento dei reagenti nel serbatoio. Quando si utilizza la combustione in situ umida, determinare il rapporto acqua-aria, la velocità di movimento del fronte di combustione attraverso lo strato, ecc.

Va sottolineato che tutti gli indicatori inerenti a una determinata tecnologia per l'estrazione del petrolio dal sottosuolo nell'ambito di un determinato sistema di sviluppo dei giacimenti petroliferi sono interconnessi. Ad esempio, non è possibile impostare arbitrariamente le perdite di carico, la pressione del giacimento, la produzione di fluidi e la portata delle sostanze iniettate nel giacimento. Un cambiamento in alcuni indicatori può portare a un cambiamento in altri. La relazione tra gli indicatori di sviluppo dovrebbe essere presa in considerazione nel modello di calcolo dello sviluppo dei giacimenti petroliferi e, se alcuni indicatori sono specificati, altri devono essere calcolati.

§ 3.5 Contenuto principale dei documenti e delle fasi del progetto

Calcolo principali indicatori di sviluppo durante periodi di produzione costante e in calo in modalità gas e posizionamento uniforme dei pozzi.

Dati iniziali:

Qzap = 2000 miliardi di m3; - riserve iniziali di gas

marciume = 0,56; - densità relativa del gas

Pinizio = 12 MPa; - pressione iniziale del serbatoio

Tm = 308 K; - temperatura del serbatoio

DP = 0,3 MPa; - depressione massima consentita del serbatoio

Qanno = 33 miliardi di m3; - tasso di sviluppo durante il periodo di produzione costante

A = 0,0012 MPa2*giorno/migliaia di m3

B = 0,00001 (Mpa*giorno/migliaia di m3)2 - coefficienti di resistenza alla filtrazione del gas in ingresso sul fondo dei pozzi

tpost = 8 anni; - periodo costante produzione

tpad = 12 anni; - periodo di calo della produzione

Kð = 1,15; - buon coefficiente di riserva

Ke = 0,9; - fattore di servizio

Algoritmo di calcolo:

Per un periodo di produzione costante:

1) Dal momento che nel periodo produzione costante L'estrazione annuale del gas è nota, determiniamo la produzione accumulata per anno utilizzando la formula:

dove Qt è la produzione di gas nell'anno di sviluppo in corso, miliardi di m3;

2) Determinare la pressione del giacimento nell'anno di sviluppo in corso utilizzando la formula:

,

dove Pinit – pressione iniziale del giacimento, MPa;

Zinit – coefficiente di supercomprimibilità iniziale;

Qzap - riserve iniziali di gas, miliardi di m3;

Qdobt - produzione accumulata per anno t;

Zt è il coefficiente di supercomprimibilità nell'anno t, determinato dalla formula:

,

dove Tmel - temperatura del serbatoio K;

Pt – pressione del giacimento nell'anno t;

– rispettivamente pressione e temperatura critiche determinate dalle formule:

dove marciume è la densità relativa del gas;

3) Determiniamo la pressione del fondo pozzo in ogni anno di sviluppo utilizzando la formula:

4) Determiniamo la portata di un pozzo nell'anno di sviluppo corrente utilizzando l'equazione dell'afflusso:

5) Determinare il numero di pozzi necessari per sviluppare il giacimento durante il periodo produzione costante secondo la formula:

;

Facoltà di sviluppo dei giacimenti di petrolio e gas (RGUNG)

Lo sviluppo viene effettuato sulla base di un progetto di operazione di prova, uno schema tecnologico per lo sviluppo industriale o pilota industriale, un progetto di sviluppo. Nel progetto di sviluppo, sulla base dei dati di esplorazione e sperimentazione, vengono determinate le condizioni in cui verrà sfruttato il giacimento: la sua struttura geologica, le proprietà di serbatoio delle rocce, le proprietà fisiche e chimiche dei fluidi, la saturazione delle rocce con acqua, gas, petrolio , pressioni del giacimento, temperature, ecc. Sulla base di questi dati, con l'aiuto di calcoli idrodinamici, vengono stabiliti gli indicatori tecnici del funzionamento del giacimento per varie opzioni del sistema di sviluppo, viene effettuata una valutazione economica delle opzioni e viene selezionata quella ottimale.

I sistemi di sviluppo includono: l'identificazione degli oggetti di sviluppo, la sequenza di immissione degli oggetti nello sviluppo, il tasso di perforazione dei campi, metodi per influenzare le formazioni produttive al fine di massimizzare il recupero del petrolio; numero, rapporto, ubicazione e ordine di messa in servizio dei pozzi di produzione, iniezione, controllo e riserva; la loro modalità operativa; modalità di regolazione dei processi di sviluppo; misure di protezione ambientale. Il sistema di sviluppo adottato per un campo specifico predetermina gli indicatori tecnici ed economici: portata, variazione nel tempo, fattore di recupero del petrolio, investimenti di capitale, costo di 1 tonnellata di petrolio, ecc. Un sistema razionale di sviluppo del giacimento garantisce un dato livello di petrolio e gas associato con indicatori tecnici ed economici ottimali, protezione efficace ambiente.

I principali parametri che caratterizzano il sistema di sviluppo: il rapporto tra l'area petrolifera del giacimento e il numero di tutti i pozzi di iniezione e produzione (densità della griglia dei pozzi), il rapporto tra le riserve petrolifere recuperabili del giacimento e il numero di pozzi - riserve recuperabili per pozzo (efficienza del sistema di sviluppo), rapporto tra il numero di pozzi di iniezione e il numero di pozzi di produzione (intensità di produzione delle riserve); il rapporto tra il numero di pozzi di riserva perforati dopo che il campo è stato messo in fase di sviluppo per estrarre più completamente il petrolio (affidabilità del sistema di sviluppo). Il sistema di sviluppo è caratterizzato anche da parametri geometrici: la distanza tra pozzi e file di pozzi, la larghezza della fascia tra pozzi di iniezione (con sistemi di sviluppo a file di blocchi), ecc. In un sistema di sviluppo senza incidere sulla formazione con un basso- contorno mobile del cuscinetto petrolifero, posizione uniforme quadrangolare (quattro punti) o triangolare (tre punti) dei pozzi di produzione; con i contorni dei giacimenti petroliferi in movimento, la posizione dei pozzi tiene conto della forma di questi contorni. Raramente vengono utilizzati sistemi per lo sviluppo dei giacimenti petroliferi senza intaccare il giacimento, per la maggior parte Il campo è sviluppato con allagamento dell'acqua. Il più utilizzato è l'allagamento in circuito a fila di blocchi. Vengono realizzati anche sistemi di allagamento areale con distanza tra i pozzi di 400-800 m.

Insieme alla scelta di un sistema di sviluppo Grande importanza ha una scelta di tecnologia di sviluppo efficace. Il sistema e la tecnologia sono in linea di principio indipendenti; Per lo stesso sistema vengono utilizzate diverse tecnologie di sviluppo. Principali indicatori tecnologici del processo di sviluppo: produzione attuale e accumulata di petrolio, acqua, liquidi; tasso di sviluppo, riduzione dell'acqua nella produzione del pozzo, pressione e temperatura del giacimento, nonché questi parametri nei punti caratteristici della formazione e del pozzo (al fondo e alla testa del pozzo, ai confini degli elementi, ecc.); fattore gas nei singoli pozzi e nel campo nel suo insieme. Questi indicatori cambiano nel tempo a seconda dei regimi di formazione (la natura della comparsa delle forze in situ che spostano il petrolio sul fondo dei pozzi) e della tecnologia di sviluppo. Un indicatore importante dello sviluppo dei giacimenti petroliferi e dell'efficacia della tecnologia utilizzata è il valore attuale e finale del recupero del petrolio. Lo sviluppo a lungo termine dei giacimenti petroliferi in condizioni elastiche è possibile solo in alcuni casi, perché Tipicamente, la pressione del giacimento diminuisce durante lo sviluppo e nel giacimento appare un regime di gas disciolto. Il fattore di recupero finale dell'olio durante lo sviluppo in questa modalità è piccolo, raggiungendo raramente (con buona permeabilità alla formazione e bassa viscosità dell'olio) un valore di 0,30-0,35. Con l'uso della tecnologia waterflooding, il fattore di recupero finale dell'olio aumenta a 0,55-0,6 (in media 0,45-0,5). Con una maggiore viscosità dell'olio (20-50,10 -3 Pa.s) non supera 0,3-0,35 e con una viscosità dell'olio superiore a 100,10 -3 Pa.s - 0,1. L'allagamento dell'acqua in queste condizioni diventa inefficace. Per aumentare il valore finale del fattore di recupero del petrolio, vengono utilizzate tecnologie basate su metodi fisico-chimici e termici per influenzare la formazione (vedere Metodi termici di produzione). I metodi fisico-chimici utilizzano lo spostamento dell'olio con solventi, gas ad alta pressione, tensioattivi, soluzioni polimeriche e polimeriche micellari, soluzioni di acidi e alcali. L'uso di queste tecnologie consente di ridurre o eliminare la tensione al contatto del fluido dislocante (spostamento dell'olio con solventi), migliorare la bagnabilità delle rocce con il fluido dislocante, addensare il fluido dislocante e quindi ridurre il rapporto di dalla viscosità dell'olio alla viscosità del fluido, rendendo il processo di spostamento dell'olio dalle formazioni più stabile ed efficiente. I metodi fisico-chimici per influenzare la formazione aumentano il recupero di petrolio del 3-5% (tensioattivi), del 10-15% (allagamento di polimeri e micellari), del 15-20% (anidride carbonica). L'uso di metodi di spostamento dell'olio con solventi rende teoricamente possibile ottenere il completo recupero dell'olio. Tuttavia, il lavoro pilota ha rivelato una serie di difficoltà nell'attuazione pratica di questi metodi di recupero del petrolio: assorbimento di tensioattivi da parte dell'ambiente del giacimento, cambiamenti nella loro concentrazione, separazione delle composizioni di sostanze (allagamento di polimeri micellari), estrazione di soli idrocarburi leggeri (anidride carbonica), riduzione del fattore di spazzamento (solventi) e gas ad alta pressione), ecc. Si stanno sviluppando ricerche anche nel campo dei metodi termochimici di estrazione del petrolio sotto l'influenza combinata di calore e reagenti chimici sulla formazione - termo -allagamento alcalino, termopolimerico, uso di catalizzatori di reazione in situ, ecc. Si stanno esplorando le possibilità di aumentare il recupero del petrolio dalle formazioni influenzandole con metodi biochimici, basati sull'introduzione di batteri nel giacimento di petrolio, di conseguenza dalla cui attività vitale si formano sostanze che migliorano la fluidità e facilitano l'estrazione dell'olio.

Ci sono 4 periodi nello sviluppo dei giacimenti petroliferi: produzione di petrolio in aumento, costante, in forte diminuzione e in lenta diminuzione (fase tardiva).

In tutte le fasi dello sviluppo del giacimento petrolifero, il controllo, l'analisi e la regolamentazione del processo di sviluppo vengono effettuati senza modificare il sistema di sviluppo o con il suo cambiamento parziale. La regolamentazione del processo di sviluppo dei giacimenti petroliferi consente di aumentare l’efficienza dello spostamento del petrolio. Influendo sul giacimento, i flussi di filtrazione vengono rafforzati o indeboliti, la loro direzione viene modificata, per cui aree del campo precedentemente non drenate vengono attirate nello sviluppo e il tasso di prelievo di petrolio aumenta, la produzione di acqua associata diminuisce e il petrolio finale il fattore di recupero aumenta. Metodi per regolare lo sviluppo dei giacimenti petroliferi: aumentare la produttività dei pozzi riducendo la pressione del fondo pozzo (trasferimento a un metodo di funzionamento meccanizzato, stabilendo una modalità operativa forzata o ottimale per i pozzi); chiusura dei pozzi di acqua alta; aumento della pressione di scarico; ulteriori pozzi di produzione (riserva) o restituzione di pozzi da altri orizzonti; trasferimento del fronte di iniezione; uso di inondazioni focali e selettive; esecuzione di lavori di isolamento; livellamento del profilo di afflusso o iniettività del pozzo; impatto sulla zona prossima al pozzo per la stimolazione dell'afflusso (fratturazione idraulica, perforazione con idrosabbiatura, trattamento acido); l'uso di metodi fisici e chimici per aumentare il recupero del petrolio (iniettando acido solforico, tensioattivi, ecc. nel giacimento). Lo sviluppo di formazioni superficiali sature di olio altamente viscoso viene, in alcuni casi, effettuato utilizzando il metodo dell'albero (vedi).