Посмотрите также другие разделы нашего сайта!!!

Литература
много книг по нефти и газу

Программы нефтегазового комплекса

Медиафайлы про нефть

Анекдоты про нефтяников

Знакомства для буровиков

Всё про нефть и газ / Литература(каталог книг)

ВНИМАНИЕ

В текстах книг представленных на сайте в интернет формате очень много ошибок, не читаются рисунки, графики разбиты, это связанно с некачественной перекодировкой конвекторов из PDF формата и HTML.

Если Вам необходимы качественный текст с рисунками и графиками - то скачиваите книги с нашего сайта в формате PDF.

ссылка для скачивания книги или главы в формате PDF находится внизу страницы.

анекдоты

программы

истории

Глава 2

ВЫДЕЛЕНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ

ОБЪЕКТОВ НА МНОГОПЛАСТОВЫХ

МЕСТОРОЖДЕНИЯХ

2.1. О РАЦИОНАЛЬНОМ ОБЪЕДИНЕНИИ ПЛАСТОВ В ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЙ ОБЪЕКТ

Проектирование рациональной разработки нефтяного месторождения включает в себя целый ряд шагов (звеньев); в их числе рациональное выделение эксплуатационных объектов или рациональное объединение нефтяных пластов в эксплуатационные объекты.

Нередко многопластовость нефтяных месторождений представляют как недостаток, как дополнительную сложность, которая почти наверняка приводит к дополнительным потерям. Это действительно может быть так при невысокой квалификации буровиков, ремонтников и эксплуатационников-нефтяников, при плохой организации работ.

Но та же многопластовость может быть большим благом. Если нефтяные пласты обладают низкой и ультранизкой продуктивностью, прерывистостью и высокой зональной неоднородностью по продуктивности (значит, высокой степенью риска), то разрабатывать их по отдельности экономически нерентабельно; и поэтому вводить их в разработку вообще нельзя. А если таких пластов несколько и их можно объединить в один общий эксплуатационный объект; тем самым достигнуть суммарной, в несколько раз более высокой, продуктивности, одновременно с этим уменьшить или даже исключить риск неудачи, то такие пласты можно вводить в экономически рентабельную промышленную разработку. Понятно, что бурить и эксплуатировать такие многопластовые вертикальные скважины будет намного сложнее, чем однопластовые вертикальные скважины; однако не сложнее, чем горизонтальные скважины.

33

При 3-5 нефтяных пластах, расположенных на близких глубинах и имеющих одинаковое или близкое давление насы-щения нефти газом, дебит многопластовых вертикальных скважин по сравнению с однопластовыми вертикальными уве-личивается в 3–5 раз, тогда как дебит однопластовых горизонтальных скважин по сравнению с однопластовыми вертикальными увеличивается в 2-3 раза. Такое увеличение дебита го-ризонтальных скважин в среднем в 2-3 раза, а не в 4-5 раз объясняется тем, что обычно нефтяные пласты не являются монолитными, что их общая толщина бывает заметно или даже значительно больше эффективной толщины (больше в 1,5-2 раза и даже в 3-4 раза); обычно нефтяные пласты со-стоят из нескольких проницаемых слоев и соответственно нескольких разделяющих непроницаемых прослоев. В таких пластах горизонтальные скважины обычно делают диагональ-но-горизонтальными, чтобы по диагонали пересечь все нефтяные слои и все охватить разработкой, чтобы отдельные слои вместе с их запасами нефти не выпали из разработки. Если так не делать и бурить горизонтальную скважину, которая пройдет по одному из нескольких нефтяных слоев, то, кроме одного, все остальные нефтяные слои выпадут из разработки.

Пример: нефтяной пласт состоит из 5 слоев, горизонтальная скважина прошла по одному из них, дебит по этому слою увеличился в 5 раз, а в целом по горизонтальной скважине не увеличился, остался равным дебиту вертикальной скважины, эксплуатирующей все 5 слоев нефтяного пласта. Но при этом разрабатываемые извлекаемые запасы нефти уменьшились в 5 раз, 4/5 извлекаемых запасов нефти потерялись!

В данной ситуации применение диагонально-горизонтальной скважины не приводит к потере 4/5 извлекаемых запасов неф-ти, поскольку горизонтальная длина скважины проходит через все проницаемые нефтяные слои и все разделяющие непроницаемые прослои. Понятно, что в пределах непроницаемых прослоев горизонтальная длина скважины является неэффективной, а в пределах проницаемых слоев является эффективной, однако разделенной на 5 частей, гидродинамическое действие которых не суммируется! Поэтому (при общей толщине нефтяного пласта в 2 раза больше эффективной толщины) основной расчет делается для отдельного проницаемого нефтяного слоя для горизонтальной длины горизонтальной скважины, уменьшенной в 2-5 = 10 раз. После чего результаты от-дельных слоев суммируются или, по-другому, результат от-дельного слоя увеличивается в 5 раз. Получается, что сумми-руются эффективные толщины слоев, но не суммируются от-

34

дельные эффективные горизонтальные длины скважины! Поэтому дебит горизонтальной скважины оказывается больше дебита вертикальной скважины не в 4-5 раз, а только в 2-3 раза.

Отметим, что из понимания этого явления возникла идея скважины-елки с короткими горизонтальными стволами длиной 10-20 м, но во все нефтяные слои без пропуска. Такая скважина в многослойном пласте по начальному дебиту будет не хуже диагонально-горизонтальной скважины, но зато лучше контролируемая и регулируемая, менее рискованная и, в конечном счете, лучше по дебиту и нефтеотдаче пластов.

Итак, повторяем: многопластовость нефтяных пластов может быть большим благом; многопластовые вертикальные скважины могут быть эффективнее однопластовых горизонтальных скважин по дебиту нефти, по возможности их контролировать и регулировать, по долговечности и, в конечном счете, по нефтеотдаче пластов.

Теперь эту проблему рационального объединения нескольких нефтяных пластов в один общий эксплуатационный объект будем рассматривать на формулах и на результатах расчетов по этим формулам.

При этом будем использовать часто нами применяемый технологический критерий рациональности, суть которого состоит в следующем: рациональным считается такое действие (такое техническое мероприятие), которое при обязательном достижении заданной (утвержденной) нефтеотдачи пластов, увеличивает средний (именно средний, а не начальный максимальный или амплитудный) дебит нефти на одну проектную скважину. Отметим, что в проектных расчетах используется параметр (норматив) капитальных затрат на одну проектную скважину, значит, увеличение среднего дебита нефти на одну проектную скважину примерно соответствует увеличению среднего дебита на заданные капитальные затраты. Также отметим, что этот технологический критерий прежде уже использовался при выборе рационального соотношения добывающих и нагнетательных скважин проектной сетки, при выборе рационального снижения забойного давления добывающих скважин ниже уровня давления насыщения (нефти газом) с учетом происходящего снижения их коэффициента продуктивности по нефти.

Итак, критерий рациональности

Чср "~* тах,

средний дебит нефти проектной скважины выражается че-

35

рез ql - амплитудный (начальный максимальный) дебит нефти проектной скважины по отдельному нефтяному пласту, ос-редненный по всем рассматриваемым пластам; п - число рассматриваемых нефтяных пластов, объединяемых в один эксплуатационный объект; (1 - Аср) - среднюю долю нефти в расчетном суммарном отборе жидкости;

Я™ = Яо-п-(1- Аср)

max.

Величина qj - амплитудного дебита нефти скважины проектной сетки по отдельному нефтяному пласту считается заданной постоянной. Она либо уже определена (уже определены: параметры нефтяного пласта, рациональная схема размещения добывающих и нагнетательных скважин и их рациональное соотношение, рациональные или предельные значения их забойных давлений), либо однозначно будет определена.

Величина п меньше или равна общему числу отдельных нефтяных пластов на рассматриваемом месторождении или отдельной его площади.

В интервале значений К3 - коэффициента использования подвижных запасов нефти от 0,7 до 0,9 доля нефти в расчетном суммарно отборе жидкости определяется по следующей формуле:

(1 _ Аср) = е"аХ/2 =е+а-е-а(1+х/2 ),

где постоянный коэффициент а = (1,25-К3)4; величина К3 является заданной при заданной величине Кно - коэффициента нефтеотдачи, поскольку К3 - коэффициент использования подвижных запасов нефти является одним из сомножителей, образующих Кно. Расчетная послойная неоднородность V2 по проницаемости рассматриваемого эксплуатационного объекта определяется по следующей формуле:

(1+V2) = (1+V,2)(1+V,2)(1+V,2,),

где V,2 - расчетная послойная неоднородность по проницаемости отдельного нефтяного пласта, которая учитывает его действительную послойную неоднородность по проницаемости и геометрическую неравномерность, обусловленную размещением скважин и которая (поскольку рассматривается объединение

пластов) считается заданной; V,2 - межпластовая неоднородность по проницаемости, которая зависит от V32 - зональной 36

неоднородности по проницаемости отдельного нефтяного пласта и п - числа пластов в эксплуатационном объекте (табл. 2.1)

(1+v.5)

1+V2

п

V,2, — межпластовая неоднородность по проницаемости, обусловленная различием пластов по их средней проницаемости при одинаковой эффективной толщине, наблюдаемая у рассматриваемого ряда пластов, где средняя проницаемость: у второго пласта больше, чем у первого пласта, в v раз; у третьего пласта больше, чем у первого, в v2 раз; у n-го пласта больше, чем у первого, в vn1 раз (табл. 2.2); при этом

(1+v,i)=n-^1.^1

vn -1 v + 1 it -Ш'Ф 2.1

V3

Значения (1 + V,2,) при п

2 I 3 I 4 I 5

0,5 1,0 2,0

1,200 1,333 1,500

1,286 1,500 1,800

1,333 1,600 2,000

1,364 1,667 2,272

it -IE't 2.2

1,1 1,2 1,5 2,0

Значения (1 + V,2,) при n

2 I 345

1,0023 1,0060 1,0113 1,0181

1,0083 1,0220 1,0411 1,0654

1,0400 1,1053 1,1938 1,3033

1,1111 1,2857 1,5111 1,7742

Формула среднего дебита нефти на одну скважину проектной сетки по эксплуатационному объекту, состоящему из п нефтяных пластов, имеет вид

1ср = Яо • п • е

<x(1+V 2 )

+ а -<x(1+Vz)

с- и,

где с = q1 • е+а; и = п • е

(1+v2)=(1+v,2)(1+42)(1+v,2,)=(1+v,2)-1+42 v%1 v_1

1+

7Г

V -1 V+1

О - постоянный коэффициент; и - функция среднего дебита нефти скважины проектной сетки.

37

;

1

V

По этой формуле сначала для заданных значений V,2, V32, v

и п были определены значения V 2 - расчетной послойной неоднородности, а затем для значения коэффициента использования подвижных запасов нефти К3 = 0,8 и коэффициента а = = (1,25-0,8)4 = 1 были сделаны расчеты значений и - функции среднего дебита нефти скважины проектной сетки. Полученные результаты приведены в табл. 2.3 и 2.4.

it -Ш'Ф 2.3

Определение V 2 расчетной послойной неоднородности эксплуатационного объекта

(1 + V,2)
V2
V
Значения (1 + V2
> = (1 + Ч2 при п
)(1 + V,2)(1 + V,2,)

1
2
3
4
5

1,25
0,5
1,1
1,25
1,5035
1,6171
1,6851
1,7359

1,2
1,25
1,5125
1,6429
1,7347
1,8165

1,5
1,25
1,5600
1,7768
1,9892
2,2221

2,0
1,25
1,6667
1,9428
2,5179
3,0250

1,0
1,1
1,25
1,6701
1,8863
2,0023
2,1215

1,2
1,25
1,6801
1,9163
2,0822
2,2200

1,5
1,25
1,7329
2,0724
2,3876
2,7158

2,0
1,25
1,8514
2,4107
3,0222
3,6970

2,0
1,1
1,25
1,8793
2,2638
2,5283
3,4088

1,2
1,25
1,8906
2,2995
2,6028
3,6317

1,5
1,25
1,9500
2,4869
2,9845
4,4426

2,0
1,25
2,0833
2,8928
3,7778
6,0478

1,50
0,5
1,1
1,5
1,8041
1,9406
2,0221
2,0830

1,2
1,5
1,8149
1,9714
2,0817
2,1798

1,5
1,5
1,8720
2,1321
2,3871
2,6666

2,0
1,5
2,0000
2,4801
3,0214
3,6300

1,0
1,1
1,5
2,0041
2,2635
2,4271
2,5458

1,2
1,5
2,0161
2,2995
2,4986
2,6640

1,5
1,5
2,0795
2,4869
2,8651
3,2589

2,0
1,5
2,2216
2,8928
3,6266
4,4364

2,0
1,1
1,5
2,2552
2,7162
3,0339
4,1645

1,2
1,5
2,2687
2,7594
3,1233
4,3580

1,5
1,5
2,3400
2,9843
3,5814
5,3311

2,0
1,5
2,5000
3,4714
4,5333
7,2574

38

it -Ш'Ф 2.4

Оптамизация по среднему дебиту нефти

(1 + V,2)
v32
V
Значения
и - функции среднего дебита нефти проектной скважины при п

1
23
4
5

1,25
0,5
1,1
0,2866
0,4447 0,5954
0,7417
0,8812

1,2
0,2866
0,4407 0,5803
0,7058
0,8130

1,5
0,2866
0,4203 0,5075
0,5472
0,5419

2,0
0,2866
0,3777 0,4299
0,3225
0,2428

1,0
1,1
0,2866
0,3765 0,4549
0,5401
0,5993

1,2
0,2866
0,3727 0,4415
0,4986
0,5430

1,5
0,2866
0,3535 0,3776
0,3674
0,3308

2,0
0,2866
0,3140 И2693
0,1948
0,1240

2,0
1,1
0,2866
0,3054 0,3119
0,3192
0,1654

1,2
0,2866
0,3020 (э,3009
0,2963
0,1324

1,5
0,2866
0,2845 0,2495
0,2023
0,0588

2,0
0,2866
0,2490 0,1663
0,0915
0,0188

1,50
0,5
1,1
0,2231
0,3292 0,4309
0,5295
0,6228

1,2
0,2231
0,3257 0,4178
0,4989
0,5653

1,5
0,2231
0,3076 0,3558
0,3676
0,3475

2,0
0,2231
0,2707 И2512
0,1949
0,1326

1,0
1,1
0,2231
0,2696 0,3120
0,3532
0,3921

1,2
0,2231
0,2663 0,3009
0,3288
0,3483

1,5
0,2231
0,2500 0,2495
0,2279
0,1922

2,0
0,2231
0,2169 0,1663
0,1064
0,0592

2,0
1,1
0,2231
0,2097 0,1984
0,1925
0,0777

1,2
0,2231
0,2069 0,1900
0,1760
0,0640

1,5
0,2231
0,1927 0,1517
0,1113
0,0242

2,0
0,2231
0,1642 0,0932
0,0430
0,0035

В итоговой таблице значений и - функции среднего дебита нефти проектной скважины выделены области, где объединение нефтяных пластов в эксплуатационные объекты нерационально и нецелесообразно. Эти же области выделены в табл. 2.3 значений V2 - расчетной послойной неоднородности эксплуатационного объекта. Видно, что объединение пластов нерационально и нецелесообразно при возникновении значений расчетной послойной неоднородности V2 выше 1,0-1,5.

39

Но надо учитывать, что эти расчеты по определению рациональности объединения пластов в один общий эксплуатационный объект были выполнены при условии, что пласты остаются объединенными до самого конца и выключается из разработки в целом весь эксплуатационный объект.

При этом наиболее проницаемые нефтяные пласты отдают свою нефть в первую очередь и после полного обводнения в общий дебит жидкости эксплуатационного объекта дают воду, вхолостую пропуская через себя закачиваемую воду.

Но принятое условие совместной работы всех объединенных нефтяных пластов не является совершенно обязательным и непоколебимым. Наиболее проницаемые нефтяные пласты после их обводнения вполне возможно отключать без вреда для работы остальных нефтяных пластов. Но чтобы эти операции осуществлялись не по отдельным скважинам в экспериментальном порядке, а по всем скважинам в промышленном масштабе, надо в проекте разработки нефтяного месторождения это предусмотреть. Конкретно, надо запроектировать применение 6-7-дюймовых эксплуатационных обсадных колонн. Незначительное увеличение экономических затрат на строительство скважин данной конструкции сразу будет компенсировано некоторым увеличением их производительности. Но, главное, увеличиваются возможность и эффективность капитальных ремонтов, долговечность скважин и нефтеотдача пластов. Для эффективной изоляции обводненных нефтяных пластов можно и нужно использовать специально созданные пластоперекры-ватели. Изоляция такими пластоперекрывателями осуществляется без уменьшения диаметра скважины и поэтому может производиться многократно. При этом чем больше обводненный нефтяной пласт отличается по проницаемости от других менее обводненных, малообводненных и необводненных нефтяных пластов, тем проще его выделить и изолировать. Таким способом уменьшается или даже снимается резкое влияние представленного здесь критерия рациональности объединения нефтяных пластов и расширяются пределы рационального объединения пластов.

Кстати, стоимость перекрытия одного обводненного нефтяного пласта пластоперекрывателем составляет примерно 10 % от всех затрат на строительство и оборудование скважины. Поэтому последовательное перекрытие 4 из 5 пластов увеличит затраты на скважину менее чем в 1,5 раза.

Но при этом должно быть ясно, что применение многопластовых вертикальных скважин требует особого контроля за их работой - за их дебитом жидкости, дебитом нефти, забойным и

40

пластовым давлениями; требует регулярных глубинных исследований пластов - определения их индивидуальных дебитов жидкости и нефти.

И в настоящее время серьезнейшую проблему составляет определение с удовлетворительной точностью индивидуальных крайне низких дебитов жидкости и нефти объединенных пластов, обладающих низкой и ультранизкой продуктивностью, которую необходимо будет в кратчайшие сроки решить.

Теперь учтем другие реальности разработки многопластовых нефтяных месторождений.

1. Обычно нефтяные пласты обладают значительной зональной неоднородностью по продуктивности и прерывистостью, когда некоторая часть зон обладает нулевой продуктивностью. Долю зон нулевой продуктивности обозначим w и будем именовать прерывистостью. Еще нефтяные пласты имеют малопродуктивные зоны, которые при применении однопластовых вертикальных скважин даже эксплуатировать экономически неэффективно. Долю таких зон обозначим w,. Таким образом, при применении однопластовых вертикальных скважин доля скважин, которые из-за отсутствия продуктивности и крайне низкой продуктивности не будут работать, равна (w + + w,). При применении многопластовых вертикальных скважин, эксплуатирующих по п нефтяных пластов, доля пробуренных неработающих скважин уменьшается до (w + w,)n. Например: доля (w + w.) = (0,3 + 0,2) = 0,5, или 50 %, уменьшается при п = 4 до (0,3 + 0,2)4 = 0,0626, или 6,25 %, т.е. доляэффективно рабо-

1-0,0625 тающих скважин увеличивается в---------- =

J 1-0,5

= 1,875 раза, или на 87,5 %.

2. Фактически на нефтяных месторождениях всегда имеется некоторая доля скважин, попавших в продуктивные зоны, но аварийно выбывавших из эксплуатации. Долю таких скважин обозначим А. Примем, что чем больше пластов эксплуатируют вертикальные скважины, тем больше их аварийность. При объединении п нефтяных пластов аварийность равна Ап = 1 -- (1 - А)п. Например: аварийность однопластовых вертикальных скважин равна А = 0,1, или 10 %, тогда аварийность многопластовых вертикальных скважин, эксплуатирующих сразу 4 нефтяных пласта, будет Ап = 1 (1 0,1)4 = 0,344, или 34,4 %; а если аварийность однопластовых скважин равна А = 0,2, или 20 %, то аварийность многопластовых скважин, эксплуатирующих 4 пласта, будет Ап = 1 - (1 - 0,2)4 = 0,590, или 59 %. Таким образом, переход от однопластовых к многопластовым

41

скважинам увеличивает аварийность с 10-20 % до 34,4-59 %, или на 24,4-39 %. Без дублирования аварийно выбывших скважин аварийность соответствует доле теряемых извлекаемых (технологически доступных извлечению) запасов нефти. Без дублирования аварийно выбывших скважин переход от однопластовых к многопластовым скважинам дополнительно

1 — 01

уменьшает нефтеотдачу пластов в ------' = 1,372 раза и в

1-0,344

ЬМ5 = ! 951 раза или при проектной нефтеотдаче пластов 1-0,59 г г -г

40 % уменьшает на 40(0,344 - 0,1) = 9,8 % и 40(0,59 - 0,2) =

= 15,6 %.

При осуществлении дублирования аварийно выбывших

скважин при применении однопластовых скважин общий фонд

1 скважин увеличивается в ------- раз, а при применении много-

3 (1-А) F F F

пластовых скважин общий фонд увеличивается в --------- раз.

(1-А)п

Например: при однопластовых скважинах при А = 0,1 увеличивается в —-— = 1,111 раза и при А = 0,2 увеличивается в

1-0,1

1

1-0,2

1,25 раза; при многопластовых скважинах п = 4 при

д = 0,1 - в----------- = 1,524 раза и при А = 0,2 - в------------ =

(1-0,1)4 (1 - 0, 2)4

= 2,441 раза, тем не менее 1"0'1 = 1,372 и 1-0'2 = 1,953

(1-ОД)4 (1-0,2)4

значительно меньше, чем п = 4.

Теперь нам надо все последние полученные результаты объединить и установить при объединении п нефтяных пластов, во сколько раз повышается эффективность работы скважин

(1_д)п i-(w + w,)n

v = rv-----•-------—.

(1-А) l-(w + w.)

Например: при п = 4, А = 0,2 и (w + w.) = (0,3 + 0,2) эффективность скважины повышается в

(1-0,2)4 l-(0,3+Q2)4 v = 4-—------L= 3,84 раза.

(1-0,2) 1-(0,3 +0,2) r

Изложенные здесь научно-технические идеи уже воплоща-42

ются в жизнь на нефтяных месторождениях, которые разрабатывает Российская инновационная топливно-энергетическая компания (РИТЭК).

Эти месторождения, крайне малопродуктивные, были разведаны очень давно, в начале 60-х годов; очень долго не вводились в разработку из-за явной экономической неэффективности; наконец, в начале 80-х годов были введены, но довольно скоро, через 2-3 года, дебиты нефти эксплуатируемых скважин резко упали почти до нуля, и месторождения были выведены из разработки. Новый ввод месторождений совсем недавно, с 1997-1998 годов осуществляет РИТЭК. Резкое снижение цены нефти на мировом рынке и экономический кризис в 1998-м году внесли серьезные помехи в ход работ. Тем не менее определенные успехи уже достигнуты. На этих малопродуктивных многопластовых месторождениях число нефтяных пластов доходит до 4-5, среднее число пластов 2-3. При объединении нефтяных пластов в один общий эксплуатационный объект примерно в 2 раза увеличился дебит нефти добывающих скважин, соответственно во столько же раз уменьшилось число скважин и величина капитальных затрат на строительство и обустройство скважин.

Но обнажились проблемы контроля и регулирования разработки отдельных нефтяных пластов: геофизики не могут спускать глубинный расходомер по кольцевому пространству между насосно-компрессорными трубами (НКТ) и обсадной эксплуатационной колонной на забой скважины; известные в промышленности отечественные и импортные глубинные расходомеры не обладают необходимой высокой чувствительностью, чтобы определять дебиты нефти отдельно по малопродуктивным пластам, тем более по обособленным слоям в пределах этих пластов. А это очень важно, поскольку регулярный контроль дебитов по слоям позволяет определять их обводнение и своевременно изолировать.

С целью решения возникших проблем РИТЭК была создана передвижная компрессорная установка для компрессорной эксплуатации скважин в период их исследования глубинным расходомером; была организована работа по созданию глубинного расходомера высокой чувствительности.

При непосредственном участии РИТЭК был построен завод по производству пластоперекрывателей и начат их промышленных выпуск.

Но существуют и другие трудности, которые еще надо будет преодолеть.

Необходимо отметить, что предложенная и реализуемая

43

принципиально новая технология защищена патентами Российской Федерации.

В заключение отметим:

1. Существуют вполне определенные условия рационального объединения нескольких нефтяных пластов в один общий эксплуатационный объект, учитывающий их различие по средней продуктивности, по величине зональной и послойной неоднородности. Но это так, если не предусмотрена изоляция нефтяных пластов, если нет эффективного средства для изоляции пластов в широких промышленных масштабах.

2. Но такое средство уже создано; это - специальные плас-топерекрыватели. Их применение значительно расширяет возможности объединения нефтяных пластов в эксплуатационные объекты.

3. Применение многопластовых вертикальных скважин (или многопластовых наклонных при кустовом бурении скважин) представляет собой крупный шаг на пути научно-технического прогресса, позволяющий значительно увеличить добычу нефти и уменьшить капитальные затраты, ввести в экономически эффективную разработку нефтяные пласты низкой и ультранизкой продуктивности.

2.2. КЛАССИФИКАЦИЯ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ ПО СРЕДНЕМУ КОЭФФИЦИЕНТУ ПРОДУКТИВНОСТИ

СКВАЖИН

Вместе или раздельно надо разрабатывать нефтяные пласты на многопластовом нефтяном месторождении?

На этот простой вопрос не существует простого ответа.

Начнем с того, что огромное множество нефтяных пластов, залежей и месторождений отличается колоссальным разнообразием. Все это разнообразие надо как-то упорядочить и классифицировать. Нам кажется очень важным и полезным классифицировать нефтяные пласты по среднему коэффициенту продуктивности скважин, пробуренных на эти пласты, или по величине гидропроводности, определенной по среднему коэффициенту продуктивности. Несомненно, что с практической точки зрения это важнейший параметр нефтяных пластов, но нам хотелось бы подчеркнуть инвариантность (независимость) этого параметра относительно глубины залегания нефтяных пластов. Действительно чем больше глубина пластов, тем дороже скважины, тем больше капитальные затраты на разра-

44

ботку нефтяных пластов; но одновременно чем больше глубина скважин, тем при прочих равных условиях больше депрессия на нефтяные пласты, больше дебит нефти и больше экономический эффект от добычи и реализации нефти. Получается, что капитальные затраты и экономический эффект от добычи нефти одинаково пропорциональны глубине залегания пластов. Итак, предложена классификация нефтянх пластов по среднему значению коэффициента продуктивности добывающей скважины по нефти, представленная в табл. 2.5.

Класс

it -Ш'Ф 2.5 Классификация нефтяных пластов по продуктивности

Характеристика

1 Гиперпродуктивность

2 Ультрапродуктивность

3 Высокая продуктивность

4 Повышенная продуктивность

5 Средняя продуктивность

6 Пониженная продуктивность

7 Низкая продуктивность

8 Ультранизкая продуктивность

Коэффициент

продуктивности т|,

т/(сут-ат)

Потенциальный дебит нефти добываюPей

скважины q1 = т)(_. --Pс) в (т/сут) при

разности пластового и забойного давлений

от
ДО
(Pпл - Pс) = 100 ат

>100

а 10 000

30
100
3000 - 10 000

10
30
1000 - 3000

3
10
зоо-юоо

1
3
100 - 300

0,3
1
30 - 100

0,1
0,3
10 - 30

<0,1
<10

В первый класс отнесены нефтяные пласты, обладающие гиперпродуктивностью, со средним значением коэффициента продуктивности по нефти более 100 т/(сут-ат); во второй класс отнесены нефтяные пласты, обладающие ультрапродуктивностью, со средним значением коэффициента продуктивности от 30 т/(сут-ат) до 100 т/(сут-ат); в третий класс -нефтяные пласты высокой продуктивности со средним значением коэффициента продуктивности от 10 т/(сут-ат) до 30 т/(сут-ат); в четвертый класс - нефтяные пласты повышенной продуктивности со средним значением коэффициента продуктивности от 3 т/(сут-ат) до 10 т/(сут-ат); в пятый класс - пласты средней продуктивности со средним значе-

45

нием коэффициента продуктивности от 1 т/(сут-ат) до 3 т/(сут-ат); в шестой класс - пласты пониженной продуктивности со средним значением коэффициента продуктивности от 0,3 т/(сут-ат) до 1 т/(сут-ат); в седьмой класс - пласты низкой продуктивности со средним значением коэффициента продуктивности от 0,1 т/(сут-ат) до 0,3 т/(сут-ат) и в последний восьмой класс - пласты ультранизкой продуктивности со средним значением коэффициента продуктивности менее 0,1 т/(сут-ат).

Чтобы классификация нефтяных пластов по продуктивности стала более осязаемой и понятной, от коэффициента продуктивности добывающей скважины перейдем к ее дебиту нефти. При глубине скважины около 2000 м, т.е. при гидростатическом пластовом давлении около 200 ат, возможная создаваемая депрессия на нефтяные пласты составляет 100 ат. Произведение коэффициента продуктивности и возможной создаваемой депрессии в 100 ат представляет собой возможный суточный дебит нефти добывающей скважины. Именно такие дебиты нефти показаны в приведенной табл. 2.5.

Обратите внимание, что по нефтяным пластам 5-го класса, обладающим средней продуктивностью, возможный суточный дебит нефти добывающей скважины оказывается в пределах от 100 т/сут до 300 т/сут, соответственно с учетом коэффициента эксплуатации (в году из 365 суток в среднем рабочими являются 330 сут) возможная годовая добыча нефти оказывается в пределах от 100-330 = 33 000 т = 33 тыс. т до 300-330 = 99 000 т = = 99 тыс. т; а по нефтяным пластам 3-го класса, обладающим высокой продуктивностью, возможный суточный дебит нефти добывающей скважины оказывается в пределах от 1000 т/сут до 3000 т/сут, а ее возможная годовая добыча нефти оказывается в пределах от 1000-330 = 330 000 т = 330 тыс. т до 3000-330 = 990 000 т = 990 тыс. т. Как видно, получаются очень большие и крайне большие величины.

С учетом всего этого проанализируем представленную в табл. 2.5 классификацию нефтяных пластов по продуктивности.

Во-первых, нефтяные пласты крайних классов (1-го и 8-го) по своему самому главному параметру - по коэффициенту продуктивности добывающей скважины различаются более чем в 1000 раз; пласты двух соседних классов различаются в среднем в 3 раза; а двух классов, разделенных всего одним промежуточным классом, различаются в среднем в 10 раз.

Во-вторых, всем нам известны нефтяные пласты - представители всех восьми выделенных классов.

46

Так, например, ко 2-му классу ультрапродуктивности относились основные нефтяные пласты Самотлорского нефтяного месторождения, с которых начиналась промышленная разработка месторождения.

К 3-му классу относился девонский горизонт Бавлинского нефтяного месторождения.

К 4-му классу относился девонский горизонт на наиболее продуктивных центральных площадях Ромашкинского нефтяного месторождения.

К 5-му классу относился девонский горизонт почти на всех остальных площадях Ромашкинского месторождения (кроме центральных площадей). К этому же классу относились разрабатываемые нефтяные пласты на многих нефтяных месторождениях Западной Сибири.

К 6-му и 7-му классам относятся многие нефтяные пласты на разрабатываемых малопродуктивных нефтяных месторождениях.

К 7-му и 8-му классам относятся нефтяные пласты многих разведанных, но пока не разрабатываемых нефтяных месторождений.

При таком почти беспредельном разнообразии реальных нефтяных пластов по их самому главному параметру - по среднему коэффициенту продуктивности добывающей скважины трудно и чревато опасностью имеющийся успешный опыт разработки нефтяных пластов одного класса по шаблону переносить на нефтяные пласты других классов, отличающихся гораздо меньшей продуктивностью.

В-третьих, приведенные здесь очень высокие возможные суточные дебиты нефти и возможные годовые отборы нефти по добывающим скважинам, эксплуатирующим нефтяные пласты 5-го класса, в жизни практически почти не наблюдались; тем более не наблюдались в 10 раз более высокие суточные дебиты и годовые отборы нефти по скважинам, эксплуатирующим пласты 3-го класса.

Возникает резонный вопрос: почему? Прежде всего, потому что этим дебитам и отборам соответствуют слишком высокие годовые темпы отбора извлекаемых запасов нефти; например, по скважинам, эксплуатирующим нефтяные пласты 5-го класса, темп отбора запасов может быть около 30 % в год; а по скважинам, эксплуатирующим пласты 3-го класса, темп отбора может быть более 20 % в месяц. Но добывающие скважины -это только часть, отдельное первое звено последовательной цепи, в которую входят система сбора и подготовки нефти, система заводнения, внешние коммуникации (нефтепроводы,

47

дороги, электролинии и линии связи), города, построенные для жизни строителей и нефтяников, нефтеперерабатывающие заводы и другие звенья. Добычу нефти по пластам 3-5-го классов, тем более 1-2-го классов, ограничивают не добывающие скважины, а другие звенья последовательной цепи. Кстати, еще более значительные ограничения потенциально возможной производительности имеют место при разработке газовых месторождений. Поэтому становится понятно, почему в такой ситуации добывающие скважины работают не в режиме технологически рациональной максимальной депрессии на нефтяные пласты, а в режиме заданных ограниченных дебитов нефти рациональных в каком-то ином отношении, например в интересах крупных хозяйственно-производственных комплексов.

Такая ситуация избыточной потенциально возможной производительности нефтяных пластов в действительности встречается довольно часто, но особенно часто встречалась прежде, когда в разработке находились нефтяные пласты более высокой продуктивности. Но если это так, то почему такие ситуации не являются легко заметными? Как уходили прежде и уходят в настоящее время от таких ситуаций? Каким образом фактические дебиты нефти оказывались и оказываются во много раз меньше потенциально возможных максимальных? Это происходит, прежде всего, путем применения многорядных систем расположения добывающих скважин, когда добывающие ряды, расположенные позади первых добывающих рядов, очень мало влияют на снижение общего фильтрационного сопротивления и соответственно на увеличение общей потенциально возможной производительности; получается, что увеличение общего числа скважин происходит почти без увеличения общей потенциально возможной производительности при уменьшении потенциально возможной производительности на одну скважину, также путем резкого снижения депрессии на нефтяные пласты. Кроме того, из-за нерациональной эксплуатации избыточного фонда скважин, когда в первый период разработки нефтяной залежи только часть пробуренного фонда скважин нужна для выполнения запланированной добычи нефти, а ненужные скважины плохо эксплуатируют и ремонтируют, они постепенно выходят из строя и вместе с ними выпадают из разработки их еще неотобранные извлекаемые запасы нефти. Положение сильно ухудшено из-за применения в скважинах 5-дюймовых эксплуатационных колонн, в которые при наличии нескольких мест негерметичности уже нельзя спустить 4-дюймовую эксплуатационную колонну, зацементировать и продолжать нормальную эксплуатацию.

48

К сожалению, обычно при рассмотрении и утверждении вариантов разработки нефтяных пластов средней, повышенной и высокой продуктивности, когда становится ясной необходимость резервирования части избыточной производительности, варианты представляются в режиме заданных забойных давлений с каким-то сугубо искусственным технологическим обоснованием рациональности пониженной депрессии в добывающих скважинах и пониженной репрессии в нагнетательных, без выделения зарезервированной части производительности и без проектирования разумного использования резерва в дальнейшем ради увеличения нефтеотдачи пластов. В частности, резерв производительности может быть использован при осуществлении циклического заводнения. Благодаря циклическому поочередному осуществлению замкнуто-упругого режима

фильтрации при закачке воды и отборе нефти уменьшается неравномерность вытеснения нефти закачиваемой водой и увеличивается нефтеотдача.

Однако возможна разработка нефтяных залежей без какого-либо ограничения производительности пробуренных и введенных в работу скважин. Промысловое хозяйство и внешние коммуникации сразу строят в расчете на запланированную стабильную добычу нефти, а залежь разбуривают постепенно, делянками, по мере необходимости. Скважины бурят, обустраивают и интенсивно эксплуатируют поочередно. Поскольку на каждой делянке время добычи нефти будет намного меньше долговечности скважин, то по этой причине увеличивается нефтеотдача пластов, а резкое уменьшение числа эксплуатируемых скважин уменьшает текущие экономические затраты. Но ясно, что такая поочередная интенсивная эксплуатация скважин требует совершенно иного, значительно лучшего контроля за их работой и быстрой оперативной оптимизации их режимов работы. При такой интенсивной эксплуатации быстро обнаруживается эффективность или неэффективность применяемой технологии и без промедления осуществляется усовершенствование технологии.

Подытожим предыдущее изложение.

Нефтяные пласты разведанных, вводимых в разработку, разрабатываемых и уже разработанных месторождений отличаются безграничным разнообразием, и нет универсального опыта и универсальной технологии их разработки.

По одним нефтяным пластам потенциально возможная максимальная производительность не достигает экономически рентабельного уровня и их разрабатывать раздельно просто-напросто нельзя; их разработка начинается с объедине-

49

ния нескольких пластов в один общий эксплуатационный объект.

По другим нефтяным пластам потенциально возможная максимальная производительность обеспечивает экономическую рентабельность и возможность решать следующую задачу увеличения экономической рентабельности за счет объединения пластов в один эксплуатационный объект.

По третьим нефтяным пластам потенциально возможная максимальная производительность скважин слишком велика, и ее значительную часть обязательно надо будет резервировать и думать, как в дальнейшем зарезервированную часть рационально использовать.

Даже в настоящее время, когда сильно исчерпаны извлекаемые запасы нефти высокопродуктивных, ультрапродуктивных и гиперпродуктивных пластов, нефтяных пластов с избыточной потенциальной производительностью скважин оказывается довольно много. Это видно по запроектированному многорядному расположению скважин, искусственному ограничению воздействия на нефтяные пласты в добывающих и нагнетательных скважинах, по избыточному фонду скважин, его плохому состоянию и нехватке средств на подземный и капитальный ремонт скважин.

Попутно отметим, что по таким нефтяным пластам с избыточной максимально возможной производительностью обычных вертикальных скважин явно не нужны горизонтальные скважины, способные дополнительно уменьшить фильтрационное сопротивление и увеличить производительность при одновременном возможном существенном снижении нефтеотдачи пластов из-за незнания на большом удалении действительного геологического строения нефтяных пластов, из-за возникновения в многослойных пластах значительной геометрической неравномерности вытеснения закачиваемой водой, из-за чрезмерных трудностей управления работой таких скважин.

С учетом этого здесь при рассмотрении проблемы объединения нефтяных пластов в один общий эксплуатационный объект не рассматриваются пласты с избыточной потенциально возможной максимальной производительностью при обычных вертикальных добывающих скважинах.

2.3. КРИТЕРИЙ РАЦИОНАЛЬНОСТИ ОБЪЕДИНЕНИЯ

НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ В ОДИН ОБЩИЙ

ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЙ ОБЪЕКТ

Для положительного решения проблемы объединения нефтяных пластов необходимо увеличение не только начального максимального (амплитудного), но также среднего дебита нефти на проектную скважину при условии обязательного достижения утвержденной нефтеотдачи пластов.

Важными компонентами общей характеристики нефтяных пластов, кроме г|ср - среднего значения коэффициента продуктивности скважины, являются: n - число скважин, по которым были определены значения г| - коэффициента продуктивности, среднее значение квадрата коэффициента продуктивности (г|2)ср, показатель неоднородности совокупности значений коэффициента продуктивности скважин - квадрат коэффициента вариации V2 = ^^ -1, а также характерный линейный

(ЛсР)2 размер d - шаг хаотической изменяемости, правда, последний параметр можно определить лишь при достаточно густой сетке скважин, когда 2о - расстояние между соседними скважинами, давшими значения г| - коэффициента продуктивности, заметно меньше линейного размера 2о < d; при отсутствии густой сетки скважин линейный размер d приходится определять по другим давно разрабатываемым нефтяным месторождениям с густой сеткой скважин, учитывая аналогию в образовании нефтяных пластов в далекие геологические времена.

Другой важной компонентой общей характеристики нефтяных пластов является их расчетная послойная неоднородность по проницаемости V2, которая уже включает в себя Vj2 -действительную послойную неоднородность по проницаемости плюс V22 - геометрическую неоднородность (неравномерность) вытеснения нефти закачанной водой, обусловленную расположением точечных источников и стоков, т.е. нагнетательных и добывающих скважин.

Коэффициенты продуктивности скважин (или гидропровод-ности эксплуатируемых скважинами нефтяных пластов) прямо пропорциональны их дебитам нефти, а перфорированные толщины нефтяных пластов прямо пропорциональны эксплуатируемым этими скважинами подвижным запасам нефти; и отношение коэффициента продуктивности к эффективной толщине представляет собой удельный (на единицу эффективной

51

толщины) коэффициент продуктивности Л, где г, - коэффи-

h

циент продуктивности и h эффективная толщина нефтяных пластов, который прямо пропорционален темпу отбора подвижных запасов нефти.

Вопрос объединения или, наоборот, необъединения нефтяных пластов, когда он особенно актуален (когда нефтяные пласты обладают пониженной, низкой и ультранизкой продуктивностью и дебиты скважин по пластам явно не являются высокими), вполне можно решить количественно четко и определенно.

Сначала будем рассматривать довольно простой случай: объединение двух близко расположенных нефтяных пластов во многих отношениях одинаковых - по эффективной толщине и эксплуатируемым подвижным запасам нефти, по величине V2 - расчетной послойной неоднородности по проницаемости, но различных по средней проницаемости или по удельному коэффициенту продуктивности в а раз.

Для решения вопроса объединять или не объединять эти нефтяные пласты в один общий эксплуатационный объект с единой сеткой добывающих и нагнетательных скважин можно применить критерий рациональности - максимум среднего дебита нефти на проектную скважину за время извлечения заданных (утвержденных) извлекаемых запасов нефти

q1(1- Аср) = Яо-— -* шах, Р F

где q1 - амплитудный дебит на проектную скважину, при объединении двух пластов амплитудные дебиты суммируются; Аср - средняя доля агента и (1 - Лср) - средняя доля нефти в расчетном суммарном отборе жидкости; К3 - суммарный отбор нефти; F - расчетный суммарный отбор жидкости в долях подвижных запасов нефти.

В интервале значений К3 - коэффициента использования подвижных запасов нефти от К3 = 0,7 до К3 = 0,9 применима следующая простая формула средней доли нефти:

где V2 - расчетная послойная неоднородность эксплуатационного объекта; а - коэффициент, определяемый по формуле а= (1,25-Кд)4:

Ко.... 0,7 0,8 0,9

а .... 0,586 1 1,602

52

Отметим, что при расчете нефтеотдачи порознь двух рассматриваемых нефтяных пластов по формуле

Кно = К!-К2-К3-К4

получилось произведение двух коэффициентов (коэффициента сетки Kj и коэффициента надежности системы разработки К4), равное КГК4 = 0,5, коэффициент вытеснения нефти водой оказался равным К2 = 0,6 и коэффициент использования подвижных запасов нефти равным К3 = 0,7, и в целом коэффициент нефтеотдачи равным

Кно = 0,5-0,6-0,7 = 0,21.

С учетом этого формула средней доли нефти принимает вид

(1 _ Аср) = e-°'586v2 .

Будем рассматривать и сравнивать два варианта: первый, когда пласты объединяются и разрабатываются единой сеткой скважин; второй, когда пласты разрабатываются раздельно своими собственными сетками скважин.

В первом варианте амплитудный дебит скважины вдвое больше среднего амплитудного дебита во втором варианте; но в первом варианте также больше расчетная послойная неоднородность эксплуатационного объекта, увеличение происходит из-за различия объединяемых пластов в а раз:

1-й вариант......... 2-q0; (V +1)

2-й вариант......... q0; (V +1)

Условие рациональности 1-го варианта

2 М_1' +1

M + lJ

г

-0,586 (V 2 +1)

2-qo-e I после сокращения одинаковых членов

, i2 1 1

lM+lJ . -0,586J(V 2 +l)-l}

1 > > щ ¦ е l >

-0,58«V2+1)

2-е

)m-i\2 '

>e

-0,58«V2+1)

после логарифмирования левой и правой части неравенства и некоторых алгебраических преобразований

53

In2- 0,586 -(V2 +1)

( М - 1\

[м + у

+ 1

1п2> 0,586-(V2 +!)•

> -0,586-(V2 +1);

M-ll

М + 1

1п2

0,586-(V2 + l)

М-1. M + l'

1 + z 1 - z

> м.

Будем задавать величину V2 и определять величину z и граничную величину М = ------:

1 - Z

V2.... 0,333 0,667 1,000 1,333 1,667 2,000

z...... 0,942 0,842 0,769 0,712 0,666 0,628

а..... 33,48 11,69 7,66 5,95 4,99 4,38

Как видно, в широком диапазоне значений V2 - расчетной послойной неоднородности - различие объединяемых нефтяных пластов по удельному коэффициенту продуктивности может быть в 4 и более раз, а > 4.

Далее будем рассматривать существенно более сложную ситуацию, когда не один случай, а множество случаев, когда не одна скважина, а большая совокупность скважин, и у этих скважин тоже два нефтяных пласта, эти пласты различаются по удельному коэффициенту продуктивности в а раз, но не в каждой скважине, а в среднем по всем скважинам один пласт (скажем, верхний) отличается от другого пласта (соответственно нижнего) в а раз. Эти пласты еще обладают хаотической зональной неоднородностью по удельному коэффициенту продуктивности, количественно характеризуемой квадратом коэффициента вариации V,2, в силу действия которой при объединении двух нефтяных пластов дополнительно увеличивается расчетная послойная неоднородность эксплуатационного объекта:

1-й вариант

2-qJ; (V2 + l)-

V2+l

V"

+iL

M

2-й вариант

qj; (V2 + l)

2

1

2

54

Условие рациональности 1-го варианта

2-q1 -e

-0,586 (V 2 + 1)-^L±1 2

lM-1\ 11

>q1.e-0,586((V2 + 1)-1).

после сокращения одинаковых членов

I

-0,58«V2+1>

2-е

V 2 1

1М-1\

>е

0,58&(V2+1)

после логарифмирования левой и правой частей неравенства и некоторых алгебраических преобразований

1п2- 0,586 -(V2 +1)•

\ /

Ч + 2

(v2 + 1) /м-1\ > -0,586 • —1------• |--------1 ;

z =

У32 + 2

1п2

V'

V3 + 2 \М + М-1

1J

2-(V32+1) 0,586-(V2 + 1) 2-(V32 + 1) M + 1

1+z 1-z

M.

Будем задавать величину V2 и V32 и определять величину z

и граничную величину М =----- (табл. 2.6).
1-Z

.
it -Ш'Ф 2.6

Показатель
0,333

V2

0,667
1,0
1,333
1,667
2,0

V32 = 0

z М
0,942 33,48
0,842 11,69
0,769 7,66
V32 = 0,5
0,712 5,95
0,666 4,99
0,628 4,38

z М
0,757 7,22
0,652 4,74
0,571 3,66
V32 = 1,0
0,506 3,05
0,450 2,64
0,402 2,35

z М
0,645 4,63
0,531 3,27
0,440 2,57
V32 = 1,5
0,361 2,13
0,287 1,81
0,214 1,54

z М
0,567 3,62
0,444 2,59
0,338 2,02
0,234 1,61
0,102 1,23
-

+1

>

55

Из табл. 2.6 видно, что при очень высокой расчетной послойной неоднородности (V2 = 2,0) и очень высокой зональной неоднородности (V32 = 1,5) объединение нефтяных пластов оказывается нерациональным; при менее высокой расчетной послойной неоднородности (V2 = 1,0) возможно объединение нефтяных пластов, различающихся в среднем по удельному коэффициенту продуктивности в М = 2+3 раза.

Далее будем рассматривать следующую ситуацию: на отдельной части площади нефтяного месторождения присутствует п нефтяных пластов, в среднем пласт имеет псл нефтяных слоев, причем слои отделены друг от друга непроницаемыми прослоями; каждый слой обладает зональной неоднородностью по проницаемости и внутрислойной неоднородностью, связанной прежде всего с различной длиной линий тока, идущих от источников к стокам - от нагнетательных скважин к добывающим скважинам, т.е. связанной с точечностью источников и стоков и их расположением, которое нередко бывает очень неравномерным.

Расчетная послойная неоднородность нефтяных пластов образуется, прежде всего, за счет зональной неоднородности нефтяных слоев и их внутрислойной неоднородности (неравномерности). Нефтяные пласты различаются между собой по средней величине удельного коэффициента продуктивности скважины.

Как и прежде, решается вопрос: объединять или не объединять нефтяные пласты в один общий эксплуатационный объект с единой сеткой добывающих и нагнетательных скважин.

Примем, что по отдельности все слои всех нефтяных пластов обладают одинаковой средней величиной зональной неоднородности, которую количественно характеризует квадрат коэффициента вариации V32; слои также обладают одинаковой внутрислойной неоднородностью, которую представляет квадрат коэффициента вариации Vc2; а неоднородность объединяемых нефтяных пластов по средней величине удельного коэффициента продуктивности скважины представляет квадрат коэффициента вариации УП2Л.

Проводится сравнение двух вариантов: по 1-му варианту выделяется один эксплуатационный объект, который включает в себя п нефтяных пластов и п-псл нефтяных слоев, амплитудный дебит которого в п раз выше, чем по 2-му варианту; по 2-му варианту выделяется п эксплуатационных объектов, каждый из которых состоит из одного нефтяного пласта и псл

56

нефтяных слоев, а амплитудный дебит оказывается в п раз ниже, чем по 1-му варианту.

По 1-му варианту расчетная послойная неоднородность равна

2

(Ч2л + 0-^^-(Ч2л + 1)-1

по 2-му варианту расчетная послойная неоднородность равна

Г

(Ч2 + О

v,2 + i

1

1

ч

Условие рациональности 1-го варианта представляется следующим образом:

n-qj-e

¦> V +1 ¦>

----!—+1

Яо-е

<vi+o-^-i

v2

—!-+l

после сокращения одинаковых членов в левой и правой частях неравенства получается

-0,586 ¦ (Ч?л +1) ¦ V'2+1 ¦ (У„2Л +1) -0,586 ¦ (Vc2 +1) ¦ 4jti V2 V2

----!—+ 1 —!-+!

п-е пп" >е Псл ,

после логарифмирования левой и правой частей неравенства и некоторых алгебраических преобразований получается

In n - 0,586 • (V2 +!)•

(V + 1) > -0,586 • (V + 1)-—------;

пл ел т '

ч

Псл +1

ч

-— +1

П • П„

f v2 ^

^— +1 • Inn

Inn

V2-fl-i

(V 2 +1)-(V 2 +1) 0,586 v2 + n

n/^V2.

57

Пример

aOxOiloA UttllaA:

V32 = 2,0; Vc2 = 0,16; n = 4; псл = 4.

Будем определять граничную величину \/пл - неоднородности совокупности нефтяных пластов по средним значениям их удельных коэффициентов продуктивности скважин - максимальную допустимую величину при объединении пластов

( V2 ^

V2

+ 1 v2-|1 1

Inn

(\/32+1)-(\/с2л+1) 0,586 v32 +

( 2 ) ( 1\

------+ 1 2- 1--

U-4 ) 1п4 I 4

(2 + 1) • (0,16 + 1) 0, 586 2+4

0,515.

Величина такой неоднородности объединяемых нефтяных пластов определяется последующей формуле:

Vn2=^3L-1. (ЛсР)2

В частности, при одинаковой эффективной толщине нефтяных пластов и следующем соотношении их средних коэффициентов продуктивности

111:rl2:rl3:rl4 = 1:2:3:4 эта неоднородность равна

Ol^+ili + ili + il2) (12 + 22 + 32 + 42)

Уп2д = гу^"|2"1з"'^-1 = 4-1 +z +д +4 ^-1 = 0,2

(т11 + т12+т1з+т14)2 (1+2 + 3 + 4)2

что значительно меньше граничной величины \/п2л = 0,515 и, значит, объединение нефтяных пластов в один общий эксплуатационный объект рационально.

Приведенный пример близко соответствует реальным условиям конкретного нефтяного месторождения. Можно привести много других примеров для многих других месторождений. Важно, что вопрос объединения или необъединения нефтяных пластов можно решать не по интуиции, а расчетным путем.

Поскольку сравнение эффективности многопластового и од-нопластовых объектов делается в расчете на одну проектную скважину, то параметры однопластовых объектов приходится

58

осреднять. И осреднения оказываются важными звеньями общего решения. Вообще-то можно не осреднять, но тогда решения будут очень громоздкими, они потеряют наглядность. Причем суть решений от этого не изменится.

Важно подчеркнуть, что сами решения рассматриваемого вопроса в такой компактной форме стали возможны благодаря применению алгебры неоднородностей - этого эффективного расчетного метода, вполне корректного с математической точки зрения, уже многократно использованного при решении проблем теории и проектировании систем разработки нефтяных месторождений. Необходимо отметить, что благодаря применению алгебры неоднородностей тоже в компактной аналитической форме были получены решения многих сложных проблем разработки нефтяных месторождений, таких как: проектирование избирательного заводнения нефтяных пластов, циклического и полимерного заводнения, заводнения с фронтальной оторочкой газа, чередующейся закачки воды и небольшой части добытой высоковязкой нефти, закачки теплоносителя в пласты высоковязкой нефти, бурения горизонтальных скважин и многих других.

Общий вывод

Нефтяные пласты предлагается классифицировать по среднему значению коэффициента продуктивности скважины. Существует огромное разнообразие нефтяных пластов, различающихся по среднему коэффициенту продуктивности в десятки, сотни и даже тысячи раз. Существуют нефтяные пласты ультранизкой продуктивности, которые, если их не объединять, то вообще нельзя разрабатывать из-за экономической нерентабельности. Существуют нефтяные пласты, которые экономически рентабельно разрабатывать как при объединении, так и без объединения; и тогда надо искать рациональные варианты выделения эксплуатационных объектов. Существуют нефтяные пласты повышенной и высокой продуктивности, по которым нельзя воспользоваться главным эффектом объединения - повышением производительности скважин.

Вопрос объединения или необъединения нефтяных пластов надо решать не по интуиции, а расчетным путем; для этого предложен необходимый расчетный метод, базирующийся на использовании алгебры неоднородностей. Проведенные расчеты показали, что в большинстве рассмотренных случаев при пониженной продуктивности пластов объединение нефтяных пластов является рациональным.

59

2.4. УЧЕТ ПРЕРЫВИСТОСТИ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ

И АВАРИЙНОСТИ СКВАЖИН

ПРИ ОБЪЕДИНЕНИИ ПЛАСТОВ

Несмотря на свои крайне малые размеры этот раздел затрагивает очень важную проблему: объединение нескольких нефтяных пластов в эксплуатационный объект в условиях фактической заметной и существенной аварийности, когда объединение значительно увеличивает аварийность и тем самым создает угрозу потери части запасов нефти. Но это происходит при отсутствии дублирования аварийных (вышедших из строя из-за аварии) скважин. А если осуществляется дублирование, то кроме случаев крайне высокой аварийности сохраняется явное преимущество объединения пластов. Это преимущество дополнительно усиливается избирательностью дублирования, т.е. учетом уже обнаруженного геологического строения нефтяных пластов.

Но, несомненно, надо улучшать технологию бурения и освоения скважин и применять такие методы обработки при-забойной зоны нефтяных пластов, которые обладают минимальной аварийностью.

Высокая аварийность скважин противоречит объединению нескольких нефтяных пластов в общий эксплуатационный объект. Без дублирования выбывших скважин по многопластовым объектам возможны значительные потери запасов нефти. Однако при бурении скважин-дублеров сохраняется значительное преимущество многопластовых объектов.

При наличии по пластам большой доли непродуктивных и крайне низко продуктивных зон объединение пластов в общий эксплуатационный объект особенно эффективно.

Уже разведанные многочисленные малопродуктивные многопластовые месторождения содержат значительные по величине запасы нефти. С целью осуществления экономически рентабельного отбора этих запасов приходится нефтяные пласты объединять в эксплуатационные объекты. При осуществлении объединения нефтяных пластов необходимо учитывать все заметно влияющие положительные и отрицательные факторы. Одним из таких факторов является качество бурения скважин и освоения нефтяных пластов, допускаемый при этом брак. Вполне логично, чем больше пластов в общем эксплуатационном объекте, тем значительнее доля скважин, потерянных из-за аварий. Малопродуктивные карбонатные нефтяные пласты, частое и не всегда обоснованное и рациональное проведе-

60

ние солянокислотных обработок карбонатных пластов плюс высоковязкая нефть увеличивают аварийность скважин. Логично встает вопрос: при какой аварийности скважин оказывается бессмысленным и вредным объединение многих нефтяных пластов в один общий эксплуатационный объект?

При достаточно большой аварийности при объединении многих нефтяных пластов в один эксплуатационных объект резко, можно сказать, катастрофически увеличивается число скважин, вышедших из строя из-за аварий; это может нарушить саму систему разработки месторождения, взаимодействие добывающих и нагнетательных скважин. При этом доля выпавших из разработки извлекаемых запасов нефти оказывается примерно равной доле выбывших из-за аварий скважин проектной сетки, поскольку возникает хаотическое разрежение проектной сетки. Это обстоятельство может быть очень серьезным, если разбуривание месторождения осуществляется однократно, без повторного бурения новых скважин-дублеров вместо аварийно выбывших скважин.

Аварийность скважин (доля выбывших из-за аварий скважин) при выделении однопластовых эксплуатационных объектов обозначим а; тогда коэффициент надежности системы разработки (надежности системы добывающих и нагнетательных скважин) будет 6 = 1-я. Соответственно при выделении многопластовых эксплуатационных объектов, каждый из которых состоит из п нефтяных пластов, коэффициент надежности системы оказывается равным 6„ = (1 - я)л, а интегральная аварийность скважин оказывается равной я„ = 1 - 6„ = 1 -- (1 - аУ.

Коль скоро система разработки выделенных эксплуатационных объектов, тем более многопластовых объектов, обладает аварийностью и даже значительной аварийностью, то необходимо предотвратить потерю извлекаемых запасов нефти. Это можно сделать бурением скважин-дублеров вместо аварийно выбывших скважин. При этом произойдет увеличение общего числа скважин по сравнению с числом скважин по проектной сетке во столько раз:

1 1 1

\-ап 1-(1-6„) (1-я)"'

Тогда при условии одинаковой плотности сетки скважин общее число скважин будет прямо пропорционально:

при выделении п однопластовых эксплуатационных объектов

61

1 1 -a'

при выделении одного многопластового эксплуатационного объекта, состоящего из n пластов,

1

(1-a)n

С учетом этого при выделении многопластового объекта общее число скважин уменьшается во столько раз:

•(1-a)n = n-(1-a)(n-1.

1-a

Интересно установить, когда при какой аварийности выделение многопластовых объектов не дает положительного эффекта? Когда коэффициент v. равен 1?

v =

n ¦ (1 - a)0-1 < 1;

1 a> 1 -

1

(n-1

2 3 4 5 6

0,5 0,42 0,37 0,33 0,3

Кроме дефектов, созданных человеком при бурении и эксплуатации скважин, есть дефекты, созданные природой. Так, по однопластовым эксплуатационным объектам какая-то часть пробуренных без дефектов скважин попадает в зоны отсутствия пласта-коллектора или в зоны пласта с очень низкими коллекторскими свойствами, и эти скважины не будут эксплуатировать, либо потому что они вообще не дают нефть, либо дают, но очень мало, и их нельзя экономически рентабельно эксплуатировать. Понятно, что при выделении многопластовых объектов указанный дефект полностью или в значительной мере устраняется.

Если общая доля непродуктивных от природы и слабо продуктивных экономически нерентабельных скважин по однопла-стовому эксплуатационному объектn равна А, то по многопластовому объекту, состоящему из пластов, эта доля равна (даже меньше) Аn. Поэтому по многопластовому эксплуатационному объекту доля рентабельно работающих скважин больше

1-дn во столько раз: v„ =--------.

1-А

62

Таблица 2.7

Эфnективность выделения многопластовых эксплуатационных объектов v в зависимости от - числа пластов, a - аварийности скважин и А - доли непродуктивных скважин

Число пластов
п
Аварийность скважин а
Общее число скважин
Уменьшение
общего числа
скважин по
варианту
одного объекта v.
Общее увеличение эффективности скважин по варианту
1- А"
одного объекта v = v, • v„ = v, •--------- при заданных
1 - А значениях доли нерентабельных скважин А

по варианту п одноплас-товых объектов
по варианту одного объекта из п пластов
А = 0,1
А = 0,2
А = 0,3
А = 0,4

2
0,1
222
123
1,8
v,, = 1,1
v„ = 1,2
v„ = 1,3
v„ = 1,4

1,98
2,16
2,34
2,52

0,2
250
156
1,6
1,76
1,92
2,08
2,24

0,3
286
204
1,4
1,54
1,68
1,82
1,96

0,4
333
278
1,2
1,32
1,44
1,56
1,68

0,5
400
400
1,0
1,10
1,20
1,30
1,40

3
0,1
333
137
2,43
v„ = 1,11
v„ = 1,24
v„ = 1,39
v„ = 1,56

2,70
3,01
3,38
3,79

0,2
375
195
1,92
2,13
2,38
2,67
3,00

0,3
429
292
1,47
1,63
1,82
2,04
2,29

0,4
500
463
1,08
1,20
1,34
1,50
1,68

0,5
600
800
0,75
0,83
0,93
1,04
1,17

Продолжение табл. 2.7

Число пластов
Аварийность скважин а
Общее число скважин
Уменьшение
общего числа
скважин по
варианту
одного объекта v.
Общее увеличение эффективности скважин по варианту
1- А"
одного объекта v = v, • v„ = v, •--------- при заданных
1 - А значениях доли нерентабельных скважин А

п

по варианту п одноплас-товых объектов
по варианту одного объекта из п пластов
А = 0,1
А = 0,2
А = 0,3
А = 0,4

4




V,, = 1,111
v„ = 1,248
v„ = 1,417
v„ = 1,624

0,1
444
152
2,92
3,24
3,64
4,14
4,74

0,2
500
244
2,05
2,28
2,56
2,90
3,33

0,3
571
416
1,37
1,52
1,71
1,94
2,22

0,4
667
772
0,86
0,96
1,07
1,22
1,40

0,5
800
1600
0,50
0,56
0,62
0,71
0,81

- неэффективность выделения многопластовых объектов.

Итоговый показатель относительной эффективности скважин при выделении многопластового эксплуатационного объекта будет

V = V, • V,, = n ¦ (1 - a) '------------.

1 - А

Результаты расчетов эффективности выделения многопластовых эксплуатационных объектов (в зависимости от n - числа объединяемых пластов, a - аварийности скважин и А - доли зон неколлектора и экономически нерентабельного коллектора) представлены в табл. 2.7. Для удобства рассматривался участок, содержащий по одному эксплуатационному объекту по проектной сетке 100 скважин.

Во,6%>

1. При выделении многопластовых объектов обязательно надо учитывать: a - аварийность скважин и А - долю непродуктивных скважин применительно к однопластовым объектам.

На разрабатываемых нефтяных месторождениях эти величины примерно равны: a = 0,10 (это не противоречит тому, что при объединении трех пластов в один общий объект общая аварийность достигает a3 = 0,27) и А = 0,3.

2. При заметной и значительной аварийности скважин обязательно надо осуществлять бурение скважин-дублеров.

При условии дублирования аварийно выбывших скважин, несомненно, сказывается преимущество выделения многопластовых объектов. Причем эффективность выделения таких объектов (при фактических a = 0,10 и А = 0,3) даже превосходит ту, которая рассчитывается без учета аварийности и непродуктивности скважин.

2.5. УЧЕТ ОГРАНИЧЕННОЙ ДОЛГОВЕЧНОСТИ СКВАЖИН

Аварийное выбытие скважин, фактически происходящее при разработке нефтяных месторождений, обязательно надо учитывать при проектировании их разработки, при выборе рациональной системы разработки.

По тем или иным объективным и субъективным причинам, бывает, проектируют низкие темпы отбора извлекаемых запасов нефти в пределах уже разбуренной эксплуатируемой части

65

нефтяных месторождений, но при этом не учитывают фактическое ограниченное время существования скважин - их ограниченную долговечность, соответственно хаотический характер аварийного выбытия скважин по площади нефтяных месторождений.

При низком темпе отбора извлекаемых запасов нефти, например 0,01 или 1 % в год, среднее время добычи нефти будет

очень большим, например ----- = 100 лет, а все время отбора

^ ^ Q01 ^ ^

извлекаемых запасов нефти будет в 2-3 раза больше, соответственно 200-300 лет. Без каких-либо особых доказательств понятно, что так долго просуществовать скважины не могут. Специально проведенные по ряду крупных нефтяных месторождений исследования показали, что среднее время существования скважины до необходимости первого капитального ремонта составляет 30 лет. После первого капитального ремонта часто получается скважина-инвалид, потерявшая промышленную ценность - потерявшая экономически рентабельный дебит нефти, которую выгоднее ликвидировать, чем эксплуатировать, а вместо нее пробурить новую скважину-дублер. За 100 200 лет придется 3-5 раз и более продублировать скважины проектной сетки, соответственно в 3-5 раз увеличить по сравнению с первоначальными капитальные затраты в разработку нефтяных месторождений. К сожалению, пока очень часто при проектировании разработки нефтяных месторождений отмеченное обстоятельство (ограниченную долговечность скважин и необходимость при низком темпе отбора запасов неоднократно дублировать скважины) не учитывают.

Однако, если такое неоднократное дублирование фактически выбывших скважин не осуществлять, то происходит хаотическое разрежение сетки добывающих и нагнетательных скважин - происходит разрушение системы разработки месторождения, что обязательно приводит к потере значительной части потенциально извлекаемых запасов нефти.

Одной из причин ограниченной долговечности (около 30 лет) в нашей стране является традиционное применение в нефтяных скважинах 5-дюймовых обсадных эксплуатационных колонн вместо необходимых 6-7-дюймовых. Никакой реальной экономии капитальных затрат применение 5-дюймовых колонн вместо 6-дюймовых не дает (уменьшение начальных капитальных затрат всего на 2 % при одновременном уменьшении начальной производительности на 2 %) при резком уменьшении надежности и долговечности скважин и всей системы разра-

66

ботки. Так, при потере герметичности в нескольких местах в 5-дюймовой колонне нельзя поместить новую эксплуатационную колонну, зацементировать ее, внутрь нее спустить эксплуатационные трубки и продолжать нормальную эксплуатацию в течение следующего срока (20-30 лет); а в 6-дюймовой, тем более в 7-дюймовой эксплуатационной колонне это можно сделать.

Другой причиной резкого снижения долговечности (с 30 лет до 10-20 лет) значительной части скважин, эксплуатирующих высокопродуктивные нефтяные пласты, может быть применение слишком густой сетки скважин, возникновение огромной избыточной производительности и возможность в течение многих лет обеспечивать плановую добычу нефти небольшой частью пробуренных скважин и соответственно (временная) ненужность остальной большой части скважин, недостаточное внимание к текущему и капитальному ремонту этих скважин, а в итоге - их преждевременное аварийное выбытие.

Далее необходимо остановить внимание на аналитическом учете ограниченной долговечности скважин. Такой учет долговечности осуществляется в применяемой нашей методике проектирования разработки нефтяных месторождений.

Введем следующие обозначения: рассматриваемый текущий момент времени (отсчет времени от начала процесса) обозначим t, годы (лет); среднюю долговечность скважины обозначим Тс, годы (лет); текущий дебит нефти рассматриваемой нефтяной залежи (или достаточно большой совокупности совместно работающих добывающих и нагнетательных скважин) обозначим q, т/год; амплитудный (начальный максимальный) этой же нефтяной залежи (совокупности скважин) будет q0, т/год и начальные извлекаемые запасы нефти залежи - Q0, т; п0 и п - начальное и текущее число работающих скважин; К3 -суммарный отбор нефти и F - расчетный суммарный отбор жидкости за время разработки нефтяной залежи в долях ее подвижных запасов нефти.

Будем рассматривать фиксированные условия разработки нефтяной залежи, когда все добывающие и нагнетательные скважины в начальный момент времени t = 0 были одновременно введены в работу и затем работали с постоянным забойным давлением (добывающие скважины с забойным давлением Рсэ, которое равно или выше давления насыщения нефти газом Рсэ > -Рнас; нагнетательные скважины с забойным давлением Pcs, которое ниже давления гидроразрыва пласта Рся < Ртри)', каждая добывающая стабильно работает до достижения заданной предельной обводненности жидкости, после чего ее выключают

67

из работы; также стабильно работают нагнетательные, которые выключают из работы после выключения их добывающих. При этом (при стабильной разности забойных давлений Рся - Рсэ = = const) динамика добычи нефти рассматриваемой нефтяной залежи зависит только от зональной неоднородности (наблюдающейся между скважинами и их эксплуатируемыми зонами) и послойной неоднородности (наблюдающейся по скважинам и в пределах их зон) нефтяных пластов; пока без учета ограниченной долговечности скважин (предполагая долговечность скважин неограниченно большой), хаотического их выбытия и неоднородности скважин по случившейся продолжительности работы.

При таких фиксированных условиях разработки нефтяной залежи ее дебит нефти q в момент времени t представляется следующей формулой:

_3L.t

q = q0-e Q° ;

ее текущее число работающих скважин представляется формулой

п=пп-е

4s_.t.Ka_

О0 2F

В этих условиях формула числа выбывших скважин, выполнивших свою технологическую задачу по основному эксплуатационному объекту, которые можно использовать для разработки другого вышележащего возвратного эксплуатационного объекта, имеет следующий вид:

Лга0= п0- п = п0-11 - е м>

3-.t.ik-\

О0 2F

При учете ограниченной долговечности скважин Тс доля сохранения текущего дебита нефти и текущего числа работающих скважин представляется следующей формулой:

- 1 о = е т' .

С учетом этой доли получаются формулы текущего дебита нефти и текущего числа работающих скважин рассматриваемой нефтяной залежи (основного эксплуатационного объекта)

_%_ t J.3L.t+L) q° .t.1 Qq |

q = q0-eQ° ¦o = q0-e[o° tJ =q0-e °» {чл];

68

O0 2F

J3L.t.Ki *)

(K3 Oo \

2F Tc) 0„

/ =n0-e

при этом число выбывших из работы скважин (по основному

объекту) будет

(к,

+М\

п-п=пп-

1-е

но число скважин, пригодных для дальнейшего использования (для перевода на возвратный объект), будет гораздо меньше, поскольку из общего выбытия скважин надо исключить аварийное выбытие, доля которого равна

Оо Чо'Тс

к

Оо

2 • F q0-Tc

с учетом этого числа скважин, пригодных для дальнейшего использования (для перевода на возвратный объект), будет

An

0о_

\

Оо

к

2-F q0-Tc)

% .tjK3 t О0 ^

1 +

2F

O0

%'Tc K3

¦пп-

1-е

% .t.lK3 t O0 \\ 0„ \2F q0-Tc

Для понимания сути процесса ввода в разработку возвратного эксплуатационного объекта за счет освободившихся скважин основного эксплуатационного объекта необходимо рассмотреть результаты расчетов для часто наблюдающихся условий, когда расчетная доля нефти в суммарном отборе жидкости равна —- = 0,5. В этих расчетах были использованы формулы от-

F носительного дебита нефти по основному объекту

= е

Оо { <7o-rJ

<7о

it

1

ч

69

и формула доли скважин основного объекта, доступных для перевода на возвратный объект

Ап0

Qo

%-Тс

1-е

О0 ^4 q„-Tc

Расчеты по этим формулам были выполнены для нескольких значений долговечности скважин Тс, начального годового

темпа отбора извлекаемых запасов нефти —

Оо работки t; результаты расчетов представлены в табл. 2.8.

и времени раз-

Таблица 2.8

Значения относительного дебита нефти по основному эксплуатационному объекту и доли скважин, доступных для перевода на возвратный

эксплуатационный объект

Я о /Апо

Qo I no

t, год (лет)

0,01

10 30 100
0,9048/0,0247 0,7408/0,0723 0,3679/0,2212

10 30 100
0,7408/0,0224 0,4066/0,0545 0,0498/0,0994

10 30 100
0,6486/0,0210 0,2728/0,0460 0,0132/0,0678

q0/Q0, 1/год

0,03

Тс = со л

0,7408/0,0723 0,4066/0,2015 0,0498/0,5276

Тс = 50 лет

0,6065/0,0656 0,2231/0,1532 0,0067/0,2553

Г = 30 лет

0,10

0,3679/0,2212 0,0498/0,5276 0,00005/0,9179

0,3012/0,2013 0,0273/0,4116 0,0000/0,5494

0,5310/0,0616 0,1497/0,1297 0,0018/0,1806

0,2637/0,1894 0,0183/0,3541 0,0000/0,4273

0,30

0,0498/0,5276 0,0001/0,6667 0,0000/0,9994

0,0408/0,4842 0,0001/0,7438 0,0000/0,7894

0,0357/0,4580 0,00005/0,6655 0,0000/0,6923

Без дублирования аварийно выбывших скважин предельная доля использования потенциально возможных извлекаемых запасов нефти равна

А0=

1

1+ Qo

предельная доля перевода скважин основного эксплуатационного объекта на возвратный эксплуатационный объект равна

1

70

д

1 + ^L.2F Яо'Тс К3

рассматриваемых конкретных условиях при

А - 1

2F К3

= 4

1+

Оо

•4

Результаты расчетов по последним формулам табл. 2.9.

Таблица 2.9

Значения доли потенциальных извлекаемых запасов и доли перевода скважин на возвратный эксплуатационный

приведены

нефти

объект AQ/An

Тс, год (лет)

СО

100 50 30 20

<7о/Оо> 1/год

0,01

0,03

1,0/1,0 1,0/1,0

1,50/0,20 0,7500/0,4286

0,3333/0,1111 0,60/0,2727

0,2308/0,0698 0,4737/0,1837

0,1667/0,0476 0,3750/0,1304

0,10

1,0/1,0 0,9091/0,7143 0,8333/0,5556 0,750/0,4286 0,6667/0,3333

0,30

1,0/1,0

0,9677/0,8824

0,9375/0,7895

0,90/0,6923

0,8571/0,60

Анализ результатов, представленных в таблицах, показывает, что при низком годовом темпе отбора извлекаемых запасов нефти по основному эксплуатационному объекту (меньше 3 % в

(7п m 1 \

год, ^<0,0а——) нельзя планировать последующее использо-

Оо Г0Д

вание скважин этого объекта для разработки вышележащих малопродуктивных нефтяных пластов, выделяя эти пласты в возвратный эксплуатационный объект, либо возврат оказывается практически невозможным.

Анализ результатов также показывает, что для достижения удовлетворительной нефтеотдачи пластов необходимо значительное увеличение долговечности скважин или неоднократное дублирование аварийно выбывших скважин.

Одним из эффективных средств увеличения долговечности скважин является применение 6-7-дюймовых обсадных эксплуатационных колонн вместо традиционно применяемых в нашей стране 5-дюймовых колонн.

Другим эффективным средством увеличения долговечности скважин является постоянная оптимизация их режимов работы, недопущение неоптимальных крайних аварийных режимов.

1

71

Но, наверное, самым главным средством увеличения долговечности скважин будет повышение качества их бурения и освоения.

При запроектированном годовом темпе отбора извлекаемых

запасов нефти — технологически необходимое среднее время

Оо работы скважины равно

Чо кз

При фактической средней долговечности скважины Тс общее число скважин, которое придется пробурить на нефтяной залежи, будет больше щ - числа скважин по проектной сетке не менее, чем во столько раз1

V„ = — = " •-----.

Тс Яо ¦ Тс К3

Но чтобы радикально уменьшить бурение скважин-дублеров, чтобы коэффициент vn стал равным единице, фактическая долговечность скважин должна быть равна

Tc = Q«L.2Fj Чо кз

например, в конкретных рассмотренных условиях должна быть равна

Оо

с

при

Тс = ^-4;

1 По нашему мнению, именно фактической ограниченной долговечностью скважин в сочетании с невысоким и средним годовым темпом отбора извлекаемых запасов нефти можно объяснить тот факт, что значительное (в 2-3 раза) сгущение проектной сетки скважин, произведенное по многим хорошо разрабатываемым нефтяным месторождениям, не дало заметного увеличения нефтеотдачи пластов. По этим месторождениям дополнительно пробуренные скважины фактически выполнили роль скважин-дублеров; они заменили переставшие эффективно работать ранее пробуренные скважины. Примерно так произошло по Ромашкинскому нефтяному месторождению в Татарии. По этому месторождению относительно невысокий годовой темп отбора извлекаемых запасов нефти (около 5 % в год) объясняется относительно невысокой продуктивностью девонских нефтяных пластов (которая примерно в 10 раз ниже продуктивности основных нефтяных пластов известного Самотлорского месторождения) и трехрядностью-многорядностью размещения добывающих скважин.

72

при

^L = 0)01 1 r =400 лет;

Оо Г0Д

^L = 0,10 1 Гс=40 лет

Оо Г0Д

или при заданной фактической долговечности скважин Тс должен быть соответствующий годовой темп отбора извлекаемых запасов нефти

Яо

2F

О0 кз ¦ Тс в конкретных рассматриваемых условиях

<7о ^

-----= —1

Оо Т при

Тс = 30 лет ^ = 0,1333 1;

Оо год

при

Тс = 50 лет ^ = 0,08 1.

Оо год

Если не удается достигнуть необходимых повышенных и высоких величин годового темпа отбора извлекаемых запасов

нефти — и долговечности скважин Тс, то надо проектировать

Оо бурение скважин-дублеров, для чего ежегодно производить необходимые амортизационные отчисления (в размере —-3„, где

Тс - долговечность скважины, Зк - капитальные затраты на строительство скважин проектной сетки, число которых равно п0) и накапливать их в надежных банках.

В заключение надо сделать следующие выводы:

1. При проектировании разработки нефтяных месторождений обязательно надо оценивать и учитывать аварийное выбытие и среднюю долговечность скважин.

2. Одним из наиболее важных технических средств по уменьшению общих экономических затрат, по уменьшению ка-

73

питальных затрат за счет обоснованного уменьшения бурения скважин-дублеров и увеличению нефтеотдачи пластов является рациональное увеличение годового темпа отбора извлекаемых запасов нефти.

2.6. КОГДА ОБЪЕДИНЕНИЕ ПЛАСТОВ БЛАГОПРИЯТНО ВО ВСЕХ ОТНОШЕНИЯХ

Обычно считается, что объединение нефтяных пластов в один общий эксплуатационный объект имеет плюсы и минусы. Хорошо, что увеличивается амплитудный (начальный максимальный) дебит нефти добывающих скважин. Но плохо, что увеличивается неравномерность вытеснения нефти закачиваемой водой в добывающие скважины и при достижении заданной конечной нефтеотдачи пластов за счет увеличения отбора воды заметно или значительно увеличивается суммарный отбор жидкости. Получается, что при увеличении амплитудного дебита скважин заметно или значительно уменьшается средняя доля нефти в суммарном отборе жидкости и соответственно в дебите жидкости. Произведение амплитудного дебита на среднюю долю нефти дает средний дебит нефти добывающих скважин. Рациональными считаются такие технические мероприятия, в частности, такие объединения нефтяных пластов в эксплуатационные объекты, которые увеличивают средний дебит нефти, которые обеспечивают максимум среднего дебита. Таким образом, учитываются плюсы и минусы и отыскивается их рациональное сочетание.

Однако встречаются ситуации, когда объединение нефтяных пластов в один общий эксплуатационный объект благоприятно во всех отношениях: не только увеличивает амплитудный дебит нефти, но одновременно уменьшает неравномерность вытеснения нефти закачиваемой водой.

Будем рассматривать ситуацию, когда к основному нефтяному пласту или эксплуатационному объекту добавляется менее значительный пласт.

Основной нефтяной пласт (эксплуатационный объект) количественно характеризуется: средней проницаемостью kcp, эффективной толщиной h и неравномерностью вытеснения нефти - квадратом коэффициента вариации V2. Добавляемый i-й нефтяной пласт тоже количественно характеризуется: средней проницаемостью kicp, средней эффективной толщиной ht и неравномерностью вытеснения нефти - квадратом коэффициента вариации V2.

74

Таким образом, рассматривается ситуация, когда неравномерность вытеснения по основному пласту больше, чем по двум пластам вместе. Это условие и определение неравномерности по двум пластам вместе представляется следующей формулой:

tt + V2)

h+h

(nv2)(kcp>h+(uv2)(kicp)2-h

1

(h+h)

(,/гср • h+kicp- hj)

(1 + V2)(kcp)2(l- A) + (l + V2)(kicp)2A [fecp(l-A) + feicp-A]

(1 + У2)(1- А) + (1 + У/)-ж-А

= --------------------------------- #

(l-A + x-A)2

Отсюда получается

^^l>(l-A)-fl-l UV 2 \x

начальным обозначениям

v2-v2

UV2 h+hi [kicp

k \

При этом

возвращаемся к

(V2-V2)>0; V2>V2; l>

v -v

>z: z

i + v

A_.[^_l] hi \hcV )

В табл. 2.10 приведем значения г для различных значений

К и fefcp

Гайдща 2/0

hi


Значения г при ^

А




1,5

0,6
0,7
0,8
1,2
2,0
3,0

0,1
0,404
0,167
0,057
0,025
0,101
0,227
0,404

0,3
0,342
0,141
0,048
0,021
0,085
0,192
0,342

0,5
0,296
0,123
0,042
0,019
0,074
0,167
0,296

0,7
0,261
0,108
0,037
0,016
0,065
0,147
0,261

0,9
0,234
0,097
0,033
0,015
0,058
0,132
0,234

1

2

2

k

75

Из условия i > z следует V2 - (1 + V2) ¦ z > V2. При

1 + V2

V2 = 1 и z = 0,404 должно быть V2 < 0,192.

Таким образом, здесь были определены те условия, когда добавление к первому нефтяному пласту второго нефтяного пласта приводит к тому, что неравномерность вытеснения нефти закачиваемой водой по двум пластам вместе оказывается меньше, чем по первому нефтяному пласту. При этом было показано, что неравномерность вытеснения нефти по второму нефтяному пласту должна быть меньше, чем по первому нефтяному пласту, и на сколько меньше.

2.7. РАСЧЕТ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ

И ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ

ОБЪЕДИНЕНИЯ ПЛАСТОВ

20-30 лет назад было время безудержного безоглядного объединения нефтяных пластов в общие эксплуатационные объекты с общей сеткой добывающих и нагнетательных скважин. Тогда на многопластовых нефтяных месторождениях выделяли минимальное число эксплуатационных объектов. С гидродинамической точки зрения вполне понятно, что всякое укрупнение эксплуатационных объектов (увеличение числа нефтяных пластов) приводит к увеличению начального максимального (амплитудного) дебита нефти на скважину. Однако при этом происходит увеличение сложности объектов, увеличение неравномерности вытеснения нефти вытесняющим агентом (обычно закачиваемой водой) и соответственно снижение доли нефти в суммарном отборе жидкости. При нерациональном объединении нефтяных пластов снижение доли нефти в суммарном отборе жидкости превосходит начальное увеличение амплитудного дебита нефти на скважину. Тогда средний дебит нефти на скважину при многих нефтяных пластах оказывается меньше, чем при немногих и единичных нефтяных пластах.

Как средство противостояния безграничному укрупнению эксплуатационных объектов нами в то время был предложен технологический критерий эффективности.

Но 10-20 лет назад ситуация коренным образом изменилась, и возникло массовое движение за разукрупнение эксплуатационных объектов, за выделение в эксплуатационные объекты немногих и даже единичных нефтяных пластов, невзирая на возникающие технологические и экономические проблемы.

76

Однако в наше время нельзя быть заведомо за или против укрупнения эксплуатационных объектов; каждый раз по каждому многопластовому месторождению надо проводить расчеты и на основе полученных результатов принимать решение.

К этому можно добавить, что такие расчеты по самой своей сути довольно сложны, поскольку важнейшим параметром является результирующая неравномерность (неоднородность) вытеснения нефти в добывающие скважины.

Как известно [8 (с. 112)], имеется технологический критерий эффективности проведения тех или иных технических мероприятий при разработке нефтяного месторождения. По этому критерию проведение рассматриваемого технического мероприятия считается эффективным, если за время разработки месторождения, при условии обязательного обеспечения утвержденной конечной нефтеотдачи пластов, достигается увеличение среднего дебита нефти на пробуренную скважину.

Понятно, что установленная по технологическому критерию эффективность технического мероприятия затем должна подтверждаться детальными расчетами динамики технологических и экономических показателей.

Именно такой порядок обоснования эффективности объединения нефтяных пластов в один общий эксплуатационный объект приводится здесь.

Будем рассматривать отдельную площадь нефтяного месторождения, в пределах которой повсеместно находятся 4 нефтяных пласта.

Будем рассматривать следующие 3 варианта выделения эксплуатационных объектов.

Вариант 1. Выделяются 4 эксплуатационных объекта. Сколько нефтяных пластов, столько объектов. Каждый объект имеет свою самостоятельную сетку добывающих и нагнетательных скважин.

Вариант 2. Выделяются 2 эксплуатационных объекта. Каждый объект состоит из 2 нефтяных пластов.

Вариант 3. Выделяется 1 эксплуатационный объект. Все 4 нефтяных пласта объединены в один общий эксплуатационный объект.

Ради простоты все объекты имеют одинаковые сетки добывающих и нагнетательных скважин с одинаковой площадью на скважину, с одинаковой схемой площадного заводнения (с одинаковым соотношением добывающих и нагнетательных скважин), с одинаковой разностью забойных давлений нагнетательных и добывающих скважин.

Ради простоты принимаем, что у всех нефтяных пластов

77

одинаковая высоковязкая нефть и одинаковый коэффициент различия физических свойств нефти и вытесняющего агента, равный ц0 = 21.

Расчет основных технологических параметров по вариантам 1, 2 и 3 почти полностью представлен в табл. 2.11.

На рассматриваемой нефтяной площади четыре нефтяных пласта одинаковой толщины различаются по средней проницаемости. Соотношение их средних проницаемостей следующее: 1:1,8:2,2:3. Различие по средней проницаемости наиболее проницаемого и наименее проницаемого пластов в 3 раза. Совокупность значений 1, 1,8, 2,2 и 3 характеризуется квадратом

коэффициента вариации V,2„ = 0,130. Такую дополнительную неоднородность надо учитывать при объединении в один общий эксплуатационный объект 4-х пластов, различных по средней проницаемости. При выделении 2-х эксплуатационных объектов, каждый по 2 пласта, такая дополнительная неоднородность равна VI, = 0,053. Понятно, что при одинаковой средней проницаемости объединяемых пластов или отказе от объединения пластов такая неоднородность равна нулю Vt2tt = 0,000.

Определение коэффициентов корректировки v для начальных извлекаемых запасов нефти и vP для расчетных начальных извлекаемых запасов жидкости:

на основе формулы для текущего дебита нефти

0„ ' Qn I ' ОпП I

q = q0-ev° = q0-\1------|=%-|1-------—I

\ Qo) \ Qoo-v)

и формулы для расчетного текущего дебита жидкости

qp=q0- ё^ = q0 ¦ (1 - ^ = q0 ¦ (1 - ^Ш^-)

\ QF0 I \ QF00 ¦ vF I

для момента достижения А - расчетной предельной доли агента и завершения разработки нефтяной залежи получается

Я у

Vp

на основе формул для накопленного отбора нефти и расчетного накопленного отбора жидкости и их преобразования

78

QD = Оо • 11 - е v° | = Ооо • v • 11 - е °°°v | = Q00 • v • 1 - е * | = Q00

fd fO I = У^ОО ' Vf

QPD = Qpo-|1-« 0л I=Qfoo-vf-| 1-е °» "*"

v • 11 - e v I = 1; vF • 1 - e F'v" = 1;

1 JC3

1 A e-1 (1 Л е

( vj ' ( v1

1 F (1-A')-v F

1 vj 1 Vp) 1 (1-A)-vJ

получена необходимая формула, расчеты по которой проводятся итерационным путем,

. . (B+C-v)

I 1 I

\ v)

где 5 = 1--------------- и С =----------------;

(1 - А) ¦ F (1 - A) F

при заданных значениях А, К3 и F отыскивается величина v, а затем определяется величина vP по формуле

(1 - А) ¦ v

vF =-------------.

1 - А • v

В табл. 2.11 вносятся величины v и vP, затем величины Ql =

= Q1'K3-v и Qfo = Q1 -F-Vp, затем величины годовых темпов (ин-тенсивностей) отборов извлекаемых запасов нефти и расчетных

извлекаемых запасов жидкости / =-----—----- и ! =-----^-----, а

жидкости / =-----—----- и 1Р =

79

величины

N1

2-Qh

я1

^ и Л

числа работающих скважин.

Яо

2-О>0 + 0,5-^

для уравнения

Таблица 2.11

Расчет основных технологических параметров при объединении нефтяных пластов в эксплуатационные объекты

Варианты разработки многопластового место-

Параметры

эксплуатационных эксплуата-

Число

объектов

Число пластов г

ционном объекте п1Л

Число слоев в объекте исл

Внутрислойная зональная

неоднородность V3C Расчет межслойной

неодно-

родности V,,

Внутрислойная неоднородность (неравномерность)

V,2

Межпластовая неоднородность по их средней проницаемости V,,, Расчетная послойная неоднородность

V2 = (V,2+l)(V,l+l)(V,l,+l)-l

к„.

АК3 = К„ - К^ Весовая предельная обводненность А2

Коэффициент различия

физических свойств [i0 Расчетная предельная обводненность А

Коэффициент использования подвижных запасов нефти К3

Определение расчетной

предельной обводненности

А

О, 422 - Кш К —К

рождения

1

42

1,4

23

24

24

Vj+1

V1

1 = 0,412

0,25

0,000

0,769

0,226

0,875

0,650

0,9

21

0,3

0,422

0,3

1,4

У"+1 -1 = 0,778

0,25

0,053

1,340

0,146 0,778 0,632

21

0,422 0,437

8

1,4

Vj+1

V1

ь+1

1 = 1,043

0,25

0,130

1,886

0,110 0,703 0,593

21

0,422 0,525

гакже

1

1

п

я,

",

80

Продолжение табл. 2.11

Варианты разработки многопластового место-

Параметры

рождения

1
23

Определение расчетного на-
0,4585
0,5091
0,5522

копленного отбора жидкости

в долях подвижных запасов

Р = КЗ- (К„ - Kj-ln(1 -

-А)

Определение весового на-
1,1881
2,2511
3,1482

копленного отбора жидкос-

ти в долях подвижных

запасов нефти F = К3 +

+ (F - Х3)-Ио

Весовая доля нефти в на-
0,3552
0,1875
0,1340

копленном отборе жидкости

К3

Рг

Критерий рациональности
0,9204
<1,6578<
3,0569

по расчетной доле нефти

-<*2

Критерий рациональности
0,3552
<0,375<
0,536

по весовой доле нефти

"ил' — ¦f*2

Амплитудный дебит нефти
1,25
2,5
5,0

на пробуренную скважину

1 ТЫС. Т

год

Подвижные запасы нефти
25
50
100

на пробуренную скважину

Q„, тыс. т

V
1,016
1,0857
1,136

VF
1,023
1,1631
1,337

Q1o
10,719
22,908
47,939

Q1o
11,726
29,607
73,829

.T1 2-Q1PQ
18,762
23,686
29,532

я1

Годовой темп отбора извле-
0,1102
0,1035
0,0991

каемых запасов нефти /

Годовой темп отбора расчет-
0,1012
0,0810
0,0665

ных извлекаемых запасов

жидкости IF

Годовой темп исчерпания
0,0529
0,0413
0,0333

запаса скважино-лет работы

81

Продолжение табл. 2.11

Параметры

Уравнение добычи нефти

Уравнение добычи жидкости

q'P

ft)

h\

ft) VW

o1

of'"о -z,4f

z=1

Уравнение действующего числа скважин

п'^-Т .Uf1.»!» V,7ft)i

Варианты разработки многопластового месторождения

1 | 2 I 3

g(f) = 0,1035x q(t) = 0,0991x

q(t) = 0,1102x x 10,719-4° "

(i)

z=1

q'P = 0,1012x x( 11,726-4° "

z=1

ww = 0,0519x x 18,762-4° "

z=1

,0)

x 22,908-4°

47,939-

z=1

(#

z=1

(#

q'P = 0,0810x gjP = 0,0655x

x 29,607-4°

x 73,829-4°

J.t>\

-2яр\ -ш

г=1 / г=1 /

n(t> = 0,0413x ий) = О.ОЗЗЗх

x 23,686-4°

29,532-4"

-1я

г=1

(Й

г=1

(#

Экономические величины:

выручка в t-м году

CK-q(t) = 150-q(t) тыс. $;

Ск = 150 1 - цена 1 т нефти; ^а; - годовая добыча нефти

т

тыс. т;

капитальные затраты в t-м году

3^-Аи(0°=500-Аи(0°;

31=500

ТЫС.8

капитальные затраты на 1 скважину; An

(О

число скважин, пробуренных и введенных в действие в t-м году;

текущие затраты в t-м году

3; ¦ п'° + 3" ¦ qf2 = 10 • п'° + 2,5 • qf2;

Зт = 10 тыс. $ - годовые текущие затраты на эксплуатацию

1 скважины; n(t) - число действующих скважин; 3*т*=2,5

i=1

t-1

t-1

t-1

t-1

t-1

t-1

t-1

t-1

СКВ.

82

текущие затраты на 1 т жидкости; ql\ - весовой дебит жидкости в тыс. т в t-м году;

формула потока наличных денег в t-м году

= 150 V° -500-An(0°-10-n(O -2,5-qf2;

накопленный поток наличных денег

t

дисконтированный поток наличных денег в t-м году

n(t) _ n(t) .

накопленный дисконтированный поток наличных денег

у Я(г) у Я(г) г=1 (1 + ^) г=1 11

По представленным формулам рассчитана динамика технологических и экономических показателей по трем вариантам разработки нефтяной площади с различным объединением нефтяных пластов в эксплуатационные объекты. Результаты расчетов по вариантам 1, 2 и 3 представлены в табл. 2.12, 2.13 и 2.14.

Анализ полученных результатов показывает, что по рассматриваемой нефтяной площади, как по технологическому критерию, так и по интегральному экономическому показателю, наиболее эффективным является вариант 3 с объединением всех нефтяных пластов в один общий эксплуатационный объект.

Таким образом, здесь довольно подробно был показан расчет технологической и экономической эффективности объединения нефтяных пластов в один общий эксплуатационный объект на примере отдельной площади многопластового нефтяного месторождения для условий, близких к реальным, когда повышенные и высокие величины послойной и зональной неоднородно-стей пластов, низкая продуктивность нефтяных пластов и высокая вязкость пластовой нефти (вязкость нефти в 80 раз выше вязкости воды), современные величины экономических параметров - цены нефти, капитальных и текущих затрат, коэффициента дисконтирования. Но поскольку оценивается об-

83

it -IE't 2.12

Вариант 1 разработки многопластового месторождения

iA x I O I O „ E~A0I E A E y I O I O I E~A0I E A O OltAtU AlE

Ё
An0
n0
UoO. U/
q F"
nM

Q, %
ПoO. 13/
e«, UoO.
Ze'1', UoO. $
ё">/
1 > 1 i— 1 >
UoO. $
2ё«/ 1, li— 1,

„Old

„Old


ПбО. $

1
40
20
23,623
23,734
19,482
25,9647
9
28,327
-16716,36
-16716,36
-16716,36
-16716,36

2
40
60
68,265
68,800
57,436
79,5039
14
86,330
-10533,42
-27249,78
-9575,84
-26292,20

3
40
100
107,988
109,304
93,418
135,6327
20
146,431
-5075,12
-32324,90
-4194,31
-30486,51

4
40
140
143,334
145,708
127,532
193,2064
26
207,540
-258,31
-32583,20
-194,07
-30680,58

5
40
180
174,785
178,428
159,874
251,2935
30
268,772
3990,73
-28592,48
2725,72
-27954,86

6
40
220
202,770
207,836
190,537
309,1434
34
329,420
7737,31
-20855,17
4804,26
-23150,60

7
40
260
227,672
234,267
219,607
366,1584
38
388,926
11039,34
-9815,83
6231,42
-16919,18

8
40
300
249,830
258,022
247,168
421,8697
41
446,853
13948,13
4132,30
7157,60
-9761,50

9
40
340
269,546
279,373
273,297
475,9170
43
502,872
16509,17
20641,47
7701,65
-2059,94

10
40
380
287,090
298,563
298,070
528,0307
46
556,740
18762,72
39404,19
7957,23
5897,29

11
0
400
279,078
292,077
302,074
552,0521
49
579,960
37460,84
76865,03
14442,78
20340,07

12
0
400
248,326
262,513
286,387
546,2400
55
571,073
33019,50
109884,53
11573,13
31913,20

13
0
400
220,963
235,941
271,515
535,4994
59
557,596
29090,61
138975,14
9269,16
41182,36

14
0
400
196,615
212,059
257,415
520,9369
62
540,598
25615,82
164590,95
7419,99
48602,35

15
0
400
174,950
190,595
244,048
503,4805
65
520,976
22543,38
187134,33
5936,38
54538,73

16
0
400
155,673
171,303
231,374
483,9043
68
499,472
19827,38
206961,72
4746,52
59285,25

17
0
400
138,519
153,963
219,359
462,8512
70
476,703
17427,14
224388,85
3792,65
63077,90

18
0
400
123,256
138,379
207,968
440,8517
72
453,177
15306,54
239695,39
3028,32
66106,22

19
0
400
109,674
124,372
197,168
418,3407
74
429,308
13433,58
253128,97
2416,15
68522,36

20
0
400
97,589
111,784
186,929
395,6718
75
405,431
11779,89
264908,86
1926,11
70448,47

21
0
400
86,836
100,469
177,222
373,1294
77
381,813
10320,32
275229,18
1534,05
71982,52

22
0
400
77,267
90,299
168,019
350,9396
78
358,666
9032,56
284261,75
1220,58
73203,10

23
0
400
68,753
81,159
159,293
329,2792
79
336,155
7896,85
292158,60
970,10
74173,19

24
0
400
61,177
72,944
151,021
308,2839
80
314,402
6895,67
299054,27
770,10
74943,29

25
0
400
54,436
65,561
143,179
288,0546
81
293,498
6013,50
305067,78
610,52
75553,81

26
0
400
48,438
58,925
135,743
268,6636
82
273,507
5236,59
310304,36
483,32
76037,13

27
0
400
43,100
52,960
128,694
250,1592
83
254,469
4552,73
314857,09
382,00
76419,13

28
0
400
38,351
47,600
122,011
232,5703
84
236,405
3951,15
318808,24
301,38
76720,51

29
0
400
34,125
42,782
115,675
215,9098
84
219,322
3422,27
322230,52
237,31
76957,83

30
0
400
30,365
38,451
109,668
200,1775
85
203,214
2957,63
325188,15
186,45
77144,27

31
0
400
27,019
34,559
103,973
185,3630
85
188,065
2549,73
327737,88
146,12
77290,39

32
0
400
24,042
31,061
98,574
171,4478
86
173,852
2191,93
329929,81
114,20
77404,59

33
0
400
21,393
27,917
93,455
158,4070
86
160,546
1878,34
331808,15
88,96
77493,55

34
0
400
19,035
25,091
88,602
146,2109
87
148,114
1603,77
333411,92
69,05
77562,61

35
0
400
16,938
22,552
84,001
134,8264
87
136,520
1363,62
334775,54
53,38
77615,98

36
0
400
15,072
20,269
79,638
124,2179
88
125,725
1153,80
335929,34
41,06
77657,04

37
0
400
13,411
18,217
75,503
114,3484
88
115,689
970,72
336900,06
31,40
77688,44

38
0
400
11,933
16,373
71,582
105,1799
89
106,373
811,19
337711,26
23,86
77712,30

39
0
400
10,618
14,716
67,885
96,6744
89
97,736
672,39
338383,65
17,98
77730,27

40
0
400
9,448
13,227
64,341
88,7939
89
89,739
551,83
338935,48
13,41
77743,69

41
0
400
8,407
11,888
60,999
81,5012
90
82,342
447,31
339382,79
9,88
77753,57

ёО I-


4219,711


11870,687

12292,658

it -IE~t 2.13 li a p и a ii i 2 разработки многопластового месторождения

1Ах1010„Ё~А0 1ЁА Ё у 10101Ё~А0 1ЁА O O ItAtHA I E

qM


ПоО. П/„Я


ём

ё«/
2ё«/

E0V
Ап0
п0
и о. и/
q?
ПМ
г, %
ПбО.
2ё(|), Uод. $
1,1м,
ПоО. $
1,1м, ПоО. $

1
20
10
23,707
23,987
9,794
29,5673
20
31,938
-6615,73
-6615,73
-6615,73
-6615,73

2
20
30
68,669
70,017
28,976
96,9707
29
103,838
-231,84
-6847,57
-210,76
-6826,49

3
20
50
108,977
112,318
47,365
179,1381
39
190,036
5425,11
-1422,46
4483,46
-2342,93

4
20
70
145,114
151,194
64,994
272,7806
47
287,292
10435,25
9012,79
7840,16
5497,23

5
20
90
177,511
186,920
81,895
375,0925
53
392,844
14870,03
23882,82
10156,43
15653,66

6
20
110
206,556
219,753
98,097
483,6893
57
504,345
18793,17
42676,00
11669,08
27322,74

7
20
130
232,594
249,926
113,628
596,5540
61
619,813
22261,47
64937,47
12566,02
39888,76

8
20
150
255,938
277,655
128,518
711,9887
64
737,582
25325,55
90263,02
12996,01
52884,77

9
20
170
276,866
303,138
142,793
828,5732
67
856,260
28030,54
118293,56
13076,45
65961,23

10
20
190
295,628
326,557
156,477
945,1278
69
974,691
30416,63
148710,19
12899,62
78860,85

11
0
200
288,741
324,092
159,802
1031,1133
72
1059,987
39135,36
187845,55
15088,38
93949,23

12
0
200
258,859
297,841
153,195
1077,4689
76
1103,355
34603,26
222448,81
12128,23
106077,46

13
0
200
232,070
273,716
146,862
1106,6288
79
1129,836
30575,29
253024,10
9742,23
115819,69

14
0
200
208,053
251,545
140,791
1121,3769
81
1142,182
26996,60
280020,70
7819,95
123639,64

15
0
200
186,522
231,169
134,971
1124,1276
83
1142,780
23818,21
303838,91
6272,08
129911,72

16
0
200
167,218
212,445
129,391
1116,9707
85
1133,693
20996,43
324835,35
5026,38
134938,10

17
0
200
149,913
195,237
124,042
1101,7109
86
1116,702
18492,26
343327,60
4024,45
138962,55

18
0
200
134,399
179,423
118,914
1079,9032
88
1093,343
16270,88
359598,48
3219,11
142181,66

19
0
200
120,490
164,889
113,998
1052,8835
89
1064,932
14301,25
373899,74
2572,21
144753,86

20
0
200
108,020
151,533
109,285
1021,7962
89
1032,598
12555,68
366455,41
2052,95
146806,82

21
0
200
96,841
139,259
104,768
987,6182
90
997,302
11009,45
397464,86
1636,48
148443,30

22
0
200
86,819
127,979
100,437
951,1802
91
959,862
9640,54
407105,41
1302,73
149746,03

23
0
200
77,834
117,613
96,284
913,1858
91
920,969
8429,31
415534,72
1035,51
150781,54

24
0
200
69,779
108,086
92,304
874,2276
92
881,206
7358,25
422892,97
821,76
151603,30

25
0
200
62,558
99,331
88,488
834,8018
93
841,058
6411,76
429304,74
650,96
152254,26

26
0
200
56,084
91,285
84,830
795,3213
93
800,930
5575,93
434880,67
514,64
152768,89

27
0
200
50,279
83,891
81,323
756,1266
93
761,155
4838,37
439719,04
405,97
153174,86

28
0
200
45,076
77,096
77,961
717,4961
94
722,004
4188,05
443907,09
319,46
153494,31

2
0
200
40,41
70,85
74,73
679,654
94
683,69
3615,1
447522,24
250,6
153745,00

eU'1'H


4231,52


22863,074

23286,227

it -IE~t 2.14

ВариантЗ разработки многопластового месторождения

1Ах1010„Ё~А0 1ЁА Ё у 10101Ё~А0 1ЁА O O ItAtHA I E

У:


ПоО. Н/„

П бО. 13/„Яв
ё«,

ё">/
2ё«/

E0V
An0
no
ПО. Н/ „Яв
qf
ПМ
В, %
ПбО.
2ё<", ПаО. $
1,1м, ПбО. $
1,1'Л ПбО . $

1
10
5
23,761
24,183
4,917
32,6172
27
34,993
-1566,57
-1566,57
-1566,57
-1566,57

2
10
15
68,927
70,964
14,587
111,6916
38
118,584
4914,02
3347,45
4467,29
2900,72

3
10
25
109,617
114,680
23,936
215,9558
49
226,918
10663,25
14010,70
8812,60
11713,32

4
10
35
146,272
155,533
32,973
340,7491
57
355,376
15759,24
29769,94
11840,15
23553,47

5
10
45
179,294
193,709
41,709
482,0144
63
499,944
20272,01
50041,95
13846,06
37399,53

6
10
55
209,043
229,385
50,154
636,2294
67
657,134
24264,30
74306,25
15066,22
52465,75

10
6
235,84
262,72
58,31
800,344
7
823,92
27792,30
102098,54
15688,0
68153,78

8
10
75
259,985
293,878
66,210
971,7287
73
997,727
30906,35
133004,90
15859,84
84013,62

9
10
85
281,735
322,991
73,839
1148,1191
75
1176,293
33651,52
166656,42
15698,68
99712,31

10
10
95
301,328
350,197
81,214
1327,5786
77
1357,711
36068,16
202724,58
15296,42
115008,73

11
0
100
295,219
351,439
83,427
1475,8392
80
1505,361
39758,92
242483,50
15328,79
130337,51

12
0
100
265,954
328,416
80,649
1577,6620
83
1604,257
35142,40
277625,90
12317,20
142654,71

13
0
100
239,590
306,901
77,963
1653,1365
86
1677,095
31025,97
308651,87
9885,83
152540,54

14
0
100
215,839
286,796
75,367
1705,9396
87
1727,523
27357,34
336009,21
7924,45
160464,99

15
0
100
194,443
268,008
72,857
1739,3137
89
1758,758
24089,59
360098,80
6343,54
166808,53

16
0
100
175,168
250,451
70,431
1756,1147
90
1773,631
21180,58
381279,38
5070,46
171878,99

17
0
100
157,803
234,044
68,086
1758,8545
91
1774,635
18592,52
399871,90
4046,27
175925,26

18
0
100
142,160
218,712
65,818
1749,7389
92
1763,955
16291,53
416163,42
3223,19
179148,46

19
0
100
128,068
204,384
63,627
1730,7022
93
1743,509
14247,18
430410,61
2562,48
181710,94

20
0
100
115,373
190,995
61,508
1703,4368
93
1714,974
12432,23
442842,83
2032,77
183743,70

21
0
100
103,936
178,483
59,460
1669,4212
94
1679,815
10822,21
453665,05
1608,65
185352,36

22
0
100
93,633
166,790
57,480
1629,9438
94
1639,307
9395,23
463060,28
1269,58
186621,94

23
0
100
84,351
155,864
55,566
1586,1248
95
1594,560
8131,65
471191,93
998,94
187620,88

24
0
100
75,989
145,653
53,715
1538,9352
95
1546,534
7013,88
478205,81
783,30
188404,18

25
0
100
68,456
136,111
51,926
1489,2146
95
1496,060
6026,14
484231,95
611,81
189015,99

26
0
100
61,670
127,195
50,197
1437,6862
96
1443,853
5154,35
489386,30
475,73
189491,71

eUI-It


4233,456


32269,093

32692,438

щая экономическая эффективность объединения пластов, то поток наличных денег не разделяется на две части - государству и инвестору.

Накопленный поток наличных денег по варианту 1 достигает 339,4 млн. $, по варианту 2 - 447,5 млн. $ и по варианту 3 - 489,4 млн. $,

Дисконтированный накопленный поток наличных денег по варианту 1 достигает 77,8 млн. $, по варианту 2 - 153,7 млн. $ и по варианту 3 - 189,5 млн. $.

При этом было учтено, что при суммарном отборе нефти, одинаковом по всем трем вариантам и равном 4,22 млн. т, суммарный отбор жидкости по варианту 1 составляет 11,9 млн. т, по варианту 2 - 22,9 млн. т и по варианту 3 - 32,7 млн. т.

Итак, здесь для конкретных реальных обстоятельств была показана эффективность объединения четырех нефтяных пластов в один общий эксплуатационный объект.

Здесь был представлен метод расчета технологической и экономической эффективности объединения нефтяных пластов в эксплуатационные объекты, который может быть использован при проектировании разработки нефтяных месторождений.

2.8. ЭФФЕКТИВНОСТЬ ОБЪЕДИНЕНИЯ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ В ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЙ ОБЪЕКТ НА ЕНОРУССКИНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

Главным аргументом в пользу объединения нескольких нефтяных пластов в один общий эксплуатационный объект с общей сеткой добывающих и нагнетательных скважин является уменьшение капитальных затрат - уменьшение острой потребности в кредитах в начальный экономически самый трудный период разработки нефтяного месторождения.

Если нефтяные пласты обладают низкой и ультранизкой продуктивность и разработка каждого из них в отдельности самостоятельной сеткой добывающих и нагнетательных скважин оказывается экономически нерентабельной и поэтому практически невозможной, то многопластовость месторождения надо считать большим благом, поскольку она дает шанс путем объединения нефтяных пластов в один общий эксплуатационный объект получить процесс добычи нефти экономически рентабельный и поэтому практически возможный. Таким образом, удается сделать нужными и ввести в промышленное использование большие запасы нефти, исчисляемые многими

88

миллионами тонн, давным-давно разведанные, известные 10, 20 и даже 40 лет и до того бывшие ненужными.

Однако надо ясно понимать, что технология эксплуатации многопластовых скважин несравненно сложнее технологии эксплуатации однопластовых скважин, потому что аварийность, малозаметная у однопластовых скважин, например, равная 10 %, у многопластовых становится явно заметной, достигая у четырехпластовых скважин 35 %. Применение многопластовых скважин требует повышения квалификации работающих в бурении, освоении и эксплуатации скважин; требует постоянного контроля за работой и регулярных исследований скважин. Но на многопластовых месторождениях с многослойными пластами, расчлененными непроницаемыми прослоями, применение многопластовых скважин может быть значительно эффективнее применения горизонтальных скважин. В таких условиях многопластовые скважины превосходят горизонтальные по дебиту нефти; к тому же они проще контролируемые, регулируемые и ремонтируемые.

Енорусскинское нефтяное месторождение было открыто в 1962 г. В 1984 г. 8 разведочных скважин этого месторождения были введены в эксплуатацию, которая продолжалась 7 лет, включая 1990 год. Результаты эксплуатации разведочных скважин представлены в табл. 2.15.

За первые 4 года добыто нефти 26 726 т при среднем дебите скважины 2,69 т/сут.

it -lf/t 2.15

Результаты эксплуатации разведочных скважин на Енорусскинском нефтяном месторождении в 1984-1990 гг.

Номер
скважины
Пласт
Годовая добыча нефти, т/число рабочих дней в году по годам

1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990

53 Верей
54 Тула 82 Тула 84 Бобрик 158 Верей 188 Верей 192 Башкир
196 Верей
939/121 1017/217 1362/345 777/199 496/201 609/195
103/90
243/365 214/365 2048/365 180/364 130/365 151/364 2161/362
166/207
1442/360 698/361 4273/355 1264/363 469/365 704/364 36/363
24/365
848/365 1090/365 1335/365 1201/365 685/365 848/365 848/365
365/341
147/366 116/185 169/366 169/366 135/366 147/366 147/366
62/366
103/365 1002/356 90/318 617/244 89/320 102/361 167/365
36/365
102/364 291/364 102/364 367/364 103/364 103/364 246/364
36/364

Сумма
5303/ 1368
5293/ 2757
8910/ 2898
7220/ 2896
1092/ 2747
2206/ 2703
1350/ 2912

Средний
дебит
скважины,
т/сут
3,88
1,92
3,07
2,49
0,40
0,82
0,46

89

В 1996 г. РИТЭК получил лицензию на разработку Енорус-скинского месторождения.

7 бывших разведочных скважин в октябре 1996 г. дали нефти 1905 т при среднем дебите скважины 8,8 т/сут, 9 бывших разведочных скважин в январе 1997 г. дали 2998 т нефти при среднем дебите скважины 10,7 т/сут и в мае 1997 г. дали нефти 3862 т при среднем дебите скважины 12,8 т/сут, 10 разведочных скважин в октябре 1997 г. дали 3591 т нефти при среднем дебите скважины 10,5 т/сут, те же скважины в январе 1998 г. дали 3043 т нефти при среднем дебите 8,9 т/сут, 11 бывших разведочных скважин в мае 1998 г. дали 3008 т нефти при среднем дебите 7,5 т/сут, 12 бывших разведочных скважин в октябре 1998 г. дали 3402 т нефти при среднем дебите 7,8 т/сут и в январе 1999 г. дали 3079 т нефти при среднем дебите 7,1 т/сут.

С середины 1996 г. до января 1998 г. по бывшим разведочным скважинам было отобрано нефти 91 529 т, было отработано 304 скважино-месяца, средний дебит нефти одной скважины составил 9,87 т/сут.

С января 1999 г. до июня 2000 г. средний дебит нефти на 1 работающую бывшую разведочную скважину снизился с 7,1 т/сут до 5,9 т/сут.

За 4 года, с середины 1996 г. до середины 2000 г., когда разработка Енорусскинского месторождения осуществлялась РИТЭК, средний дебит нефти на одну бывшую разведочную скважину составил 8,6 т/сут. Этот дебит нефти в 3 с лишним раза больше того, что был в 1984-1987 гг., когда эти скважины эксплуатировало НГДУ Нурлатнефть.

Все эксплуатируемые НГДУ Нурлатнефть на Енорусскин-ском месторождении бывшие разведочные скважины были од-нопластовые, т.е. в них был перфорирован один предположительно самый лучший нефтяной пласт, как это показано в табл. 2.15. По одной из этих скважин, а именно, по скважине 196, НГДУ ТатРИТЭКнефть укрупнило эксплуатационный объект - в скважине дополнительно к верейскому пласту были перфорированы башкирский и турнейский нефтяные пласты. Благодаря этому к 01.07.2000 г. накопленная добыча по верею достигла 5788 т, по башкиру 9244 т и по турне - 14 745 т, т.е.

увеличилась в 5788+9244+14 745 =5 145 раз. 5788

8 1997-1999 гг. в институте ТатНИПИнефть группой исследователей во главе с известным ученым И.Ф. Глумовым методом спектрофотометрии по пробам, отобранным на скважинах Енорусскинского месторождения, определялась доля участия в

90

общем дебите пластов СК - среднего карбона (верея и башкира) и пластов НК - нижнего карбона (тулы, бобрика и турне). Результаты этих определений представлены в табл. 2.16.

Таблица 2.16

Определение по скважинам доли участия в добыче нефти пластов СК и НК - среднего и нижнего карбона

Номер п/п
Номер скважины
Годы
Число проб
Доля добычи нефти пластов среднего карбона СК
Доля добычи нефти пластов нижнего карбона НК
Среднеквадратичное отклонение

1
196
97 98 99
23 10 6 39
0,13 0,13 0,17 0,14
0,87 0,87 0,83 0,86
0,174 0,092 0,169 0,153

2 303 99 6 0,22 0,78 0,139

3 305 99 6 0,97 0,03 0,031

4 307 98 6 0ДЗ ОД34 0,233

5 1275 99 4 0,21 0,79 0,103

6
1293
97 98 99
2 9 6 17
0,49 0,36 0,45 0,41
0,51 0,64 0,55 0,59
0,286 0,252 0,252

7
1298
97 98
5 5
Го
0,29 0,67 0,48
0,71 0,33 0,52
0,203 0,349 0,349

8
1304
98
2
0,77
0,23
-

9
1305
97 98
5 5
Го
0,07 0,10 0,08
0,93 0,90 0,92
0,054 0,094 0,074

10
1306
98 99
7 6 Й
0,34 0,58 0,45
0,66 0,42 0,55
0,208 0,221 0,240

11
1308
97 98 99
2 6 6 Й
0,50 0,37 0,35 0,38
0,50 0,63 0,65 0,62
0,267 0,259 0,236

12
1309
97 98 99
13 8
6 2"7
0,35 0,23 0,50 0,35
0,65 0,77 0,50 0,65
0,233 0,189 0,223 0,232

13
1310
97 98 99
9 7 6 2"2
0,59 0,65 0,46 0,57
0,41 0,35 0,54 0,43
0,103 0,247 0,279 0,214

14
1313
97 98 99
23 15 1 39
0,07 0,05 0,13 0,06
0,93 0,95 0,87 0,94
0,104 0,076
0,093

91

Продолжение табл. 2.16

Номер п/п
Номер сква жины
Годы
Число проб
Доля добычи нефти пластов среднего карбона СК
Доля добычи нефти пластов нижнего карбона НК
Среднеквадратичное отклонение

15
1315
97 98 99
24 15 5
44 14 5 3 22
0,56 0,60 0,83 0,61
0,44 0,44 0,17 0,39
0,250 0,308 0,138 0,270

16
1316
97 98 99
0,57 0,50 0,71 0,57
0,43 0,50 0,29 0,43
0,198 0,218 0,217 0,204

17
1317
97 98 99
20 12 6 38
0,13 0,13 0,30 0,15
0,87 0,87 0,70 0,85
0,106 0,123 0,285 0,159

18 | 1321 | 99 | 3 | 0,96 | 0,04 | 0,075

19 1324 99 5 0,59 0,41 0,172

20
1330
97 98 99
3 1 5 9
1,00 0,00 0,14 0,41
0,00 1,00 0,86 0,59
0,208 0,467

21
1342
98 99
1 6 7
0,58 0,68 0,67
0,42 0,32 0,33
0,244 0,227

22
1368
98
2
0,25
0,75
0,353

23
1370
99
5
0,20
0,80
0,188

24
1376
98 99
1 5 6
0,16 0,26 0,24
0,84 0,74 0,76
0,133 0,109

25
1377
98 99
1 6
7
0,93 0,94 0,94
0,07 0,06 0,06
0,062 0,057

26
1379
98 99
1 5 6
1,00 0,93 0,94
0,00 0,07 0,06
0,121 0,112

27
1383
99
5
0,98
0,02
0,036

28
3607
97 98 99
16 5 6 2"7
0,70 0,74 0,83 0,73
0,30 0,26 0,17 0,27
0,160 0,168 0,184 0,169

29
3606
97
12
0,77
0,23
0,180

30
3827
98 99
1 6 7
0,64 0,69 0,69
0,36 0,31 0,32
0,169 0,155

Средние значения по 30 скважинам
Если отбросить 7 скважин, где по 5 скважинам у СК больше 0,9 и по 2 скважинам у НК больше 0,9, то тогда средние значения по 23 скважинам
0,505 0,444
0,495 0,556

92

Сделаем анализ представленных в табл. 2.16 результатов.

В целом по всем 30 скважинам средняя доля в дебите нефти пластов СК (среднего карбона) равна 50,5 % и пластов НК (нижнего карбона) 49,5 %. Причем доля в дебите нефти более 90 % у пластов СК по 5 скважинам и у пластов НК по 2 скважинам. Доля скважин, у которых одна из частей эксплуатационного объекта дает более 90 % общего дебита нефти, составляет — • 100 % = 23,3 %. Эту долю можно объяснить до-30

вольно высокой зональной неоднородностью нефтяных пластов по проницаемости.

Дадим этому утверждению краткое теоретическое обоснование с позиций учета хаотической зональной неоднородности нефтяных пластов по продуктивности.

При этом будем использовать [8].

Пусть зональная неоднородность по продуктивности всех вместе нефтяных пластов среднего карбона (СК) и всех вместе нефтяных пластов нижнего карбона (НК) является одинаковой и количественно характеризуется квадратом коэффициента вариации V2.

По У(ц) - функции распределения значений продуктивности у пластов СК и у пластов НК нам надо определить Y(z) -функцию распределения отношения продуктивностей пластов СК и НК, наблюдаемого в скважинах,

л, 1

Z = ^- = Г), •------,

л„ л„

и затем по функции Y(z) определить долю случаев, когда либо пласты СК, либо пласты НК имеют долю в продуктивности

скважин более 90 %, когда z <- = 0,1111 или z > 9.

9

Поскольку значения продуктивностей пластов СК и пластов НК взаимно независимы, то V2 - квадрат коэффициента вариации, количественно характеризующий неоднородность совокупности значений z, определяем последующей формуле:

(V2 + 1) = (V2, + \)(V2„ + 1) = (V2 + I)2;

V2 = (V2 +1)2 -1. По полученному значению V2 в табл. 1-12 упомянутой кни-

93

ги берем соответствующую функцию Y(z). При V2 = V2,, = V2 =

= 0,667 получается V2 = 1,779, берем таблицу 11 для V2 = = 1,667, тогда искомая доля получается равной [Y(z< 0,1111) + 1 - 7(2 > 9)] =

= 0,1821 + (0,2709-0,1821)-(0-1111-°-083)+1-0,9987 = 0,2131,

(0,167-0,083)

или 21,3 %. При V2, = V2,, = V2 = 1 получается V2 = 3, берем табл. 12 для V2 = 2,5, тогда искомая доля получается равной [У(г< 0,1111) + 1 - У(г> 9)] =

= 0,3352-^±+ 1-0,9968 = 0,3011, или 30,1 %.

0,125

Как видно, полученные доли 21,3 % и 30,1 % вполне согласуются с фактической долей случаев 23,3 %.

Если эти 7 скважин исключить из рассмотрения, то по остальным 23 скважинам средняя доля в дебите нефти скважин по пластам СК равна 44,4 % и по пластам НК равна 55,5 %.

В 1999 г. группа исследователей во главе с И.Ф. Глумовым усовершенствовала свой метод спектрофотометрии и стала определять долю участия в дебите скважин отдельно каждого из пяти пластов (верея, башкира, тулы, бобрика и турне), входящих в один общий эксплуатационный объект. Результаты этих определений приведены в табл. 2.17.

Приведем краткий анализ приведенных в табл. 2.17 данных.

Всего рассмотрено 24 скважины.

В 20 скважинах перфорирован пласт верей. Средняя доля нефти этого пласта в дебитах 20 скважин равна 0,434, а в дебитах всех 24 скважин равна 0,361.

В 22 скважинах перфорирован пласт башкир. Его средняя доля в дебитах этих скважин равна 0,174, а в дебитах всех 24 скважин равна 0,159.

В 10 скважинах перфорирован пласт туда. Его средняя доля в дебитах этих скважин равна 0,302, а в дебитах всех 24 скважин равна 0,129.

В 5 скважинах перфорирован пласт бобрик. Его средняя доля в дебитах этих скважин равна 0,462, а в дебитах всех 24 скважин равна 0,096.

94

Таблица 2.17

Определение по скважинам по пробам 1999 г. доли участия в добыче нефти отдельных пластов

Номер Номер Дата Доли в добыче нефти скважины по пластам

п/п скважины верей I башкир I тула бобрик I турне

1
196
22.02 22.08 15.08 11.10 22.10 15.11
0,06 0,02 0,00 0,43 0,21 0,06 0,13
0,02 0,03 0,00 0,00 0,11 0,06 0,04


0,92 0,95 1,00 0,57 0,68 0,88 0,83

2
303
01.03 02.08 25.08 11.10 19.10 15.11

0,14 0,18 0,01 0,25 0,34 0,39 0,22


0,86 0,82 0,99 0,75 0,66 0,61 0,78

3
305
09.02 17.02 02.08 11.10 19.10 22.10 15.11
1,00 0,96 0,69 0,98 0,95 0,97 0,93
0,00 0,00 0,23 0,02 0,00 0,00 0,04


0,00 0,04 0,08 0,00 0,05 0,03 0,03

4
1275
02.08 11.10 22.10 15.11

0,06 0,29 0,25 0,25 0,21


0,94 0,71 0,75 0,75 0,79

5
1293
22.02 02.08 25.08 11.10 22.10 15.11
0,19 0,03 0,07 0,33 0,45 0,37 0,24
0,17 0,10 0,14 0,27 0,23 0,35 0,21
0,30 0,36 0,34 0,31 0,32 0,21 0,31

0,34 0,51 0,45 0,09 0,00 0,07 0,24

6 1302 13.02 0,40 0,60

7
1306
22.02
0,18
0,14
0,38

0,30

02.08
0,06
0,06
0,42

0,46

25.08
0,02
0,00
0,00

0,98

11.10
0,10
0,60
0,19

0,11

20.10
0,29
0,13
0,29

0,29

15.11
0,39
0,16
0,33

0,12

0,17
0,18
0,27

0,38

8
1309
22.02
0,28
0,08


0,64

02.08
0,24
0,09


0,67

25.08
0,16
0,06


0,78

11.10
0,70
0,06


0,24

19.10
0,40
0,22


0,38

15.11
0,36 0,36
0,34 0,14


0,30 0,50

95

Продолжение табл. 2.17

Номер Номер Дата Доли в добыче нефти скважины по пластам

п/п скважины верей I башкир I тула бобрик I турне

9
1310
22.02
0,00
0,24
0,46

0,30

02.08
0,25
0,44
0,17

0,14

25.08
0,17
0,17
0,31

0,35

11.10
0,00
0,07
0,42

0,51

19.10
0,62
0,14
0,16

0,08

15.11
0,44
0,20
0,32

0,04

0,25
0,21
0,30

0,24

10 1310 22.02 0,05 0,08 0,87

И
1315
22.02 02.08 25.08 11.10 19.10
0,57 0,65 0,60 0,85 0,74 0,68
0,27 0,19 0,00 0,12 0,15 0,15


0,16 0,16 0,40 0,03 0,11 0,17

12
1316
22.02 02.08 25.08
0,35 0,51 0,60 0,49
0,32 0,00 0,34 0,22
0,33 0,49 0,06 0,29

13
1317
22.02 02.08 25.08 11.10 19.10 15.11
0,01 0,19 0,00 0,27 0,12 0,23 0,14
0,00 0,09 0,00 0,29 0,12 0,47 0,16
0,99 0,72 1,00 0,44 0,76 0,30 0,70

14
1321
07.03 02.08 11.10
0,58 0,62 0,87 0,69
0,42 0,25 0,13 0,27
0,00 0,13 0,00 0,04

15
1324
02.08 25.08 11.10 19.10 15.11
0,52 0,32 0,57 0,35 0,00 0,35
0,17 0,15 0,22 0,28 0,36 0,24

0,31 0,53 0,21 0,37 0,64 0,41

16
1330
22.02 02.08 25.08 19.10 15.11
0,04 0,00 0,38 0,00 0,03 0,09
0,04 0,00 0,12 0,00 0,10 0,05

0,92 1,00 0,50 1,00 0,87 0,84

17
1342
22.02 02.08 25.08 11.10 19.10 15.11
0,27 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,05
0,73 0,43 0,41 0,80 0,58 0,84 0,64
0,00 0,43 0,48 0,20 0,22 0,13 0,24

0,00 0,14 0,11 0,00 0,20 0,00 0,07

96

Продолжение табл. 2.17

Номер Номер Дата Доли в добыче нефти скважины по пластам

п/п скважины верей I башкир I туда бобрик I турне

18
1370
22.02 02.08 11.10 22.10 15.11
0,02 0,04 0,29 0,17 0,00 0,10
0,00 0,03 0,18 0,15 0,13 0,10
0,08 0,43 0,41 0,23 0,87 0,40

0,90 0,50 0,12 0,45 0,00 0,40

19
1376
22.02 02.08 25.08 19.10 15.11

0,16 0,13 0,41 0,30 0,28 0,26


0,84 0,87 0,59 0,70 0,72 0,74

20
1377
22.02 02.08 25.08 11.10 21.10 15.11
0,58 0,90 0,89 1,00 0,91 0,66 0,82
0,32 0,05 0,11 0,00 0,05 0,18 0,12


0,10 0,05 0,00 0,00 0,04 0,16 0,06

21
1379
02.08 25.08 11.10 19.10 25.11
0,53 0,60 1,00 1,00 1,00 0,83
0,19 0,32 0,00 0,00 0,00 0,10
0,28 0,08 0,00 0,00 0,00 0,07

22
1383
02.08 25.08 11.10 21.10 15.11
0,72 1,00 1,00 0,94 1.00 0,93
0,20 0,00 0,00 0,06 0,00 0,05

0,08 0,00 0,00 0,00 0,00 0,02

23
3607
22.02 02.08 25.08 11.10 19.10 15.11
0,70 0,63 0,99 1,00 0,66 1,00 0,83


0,30 0,37 0,01 0,00 0,34 0,00 0,17

24
3827
22.02 02.08 25.08 11.10 19.10 15.11
0,31 0,40 0,58 0,74 0,57 0,67 0,55
0,23 0,13 0,02 0,18 0,09 0,20 0,14


0,46 0,47 0,40 0,08 0,34 0,13 0,31

Число своих скважин
Доля в общем числе скажин
Средняя доля в дебите своих
скважин
Средняя доля в дебите всех
скважин
20 0,833 0,434
0,361
22 0,917 0,174
0,159
10 0,417 0,302
0,129
5 0,208 0,462
0,096
15 0,625 0,409
0,255

97

В 15 скважинах перфорирован пласт турне. Его средняя доля в дебитах всех 24 скважин - 0,255.

Среднее число нефтяных пластов, объединенных в один общий эксплуатационный объект, равно 3. В основном, объединены пласты верей, башкир и турне.

В рассмотренных 24 скважинах все перфорированные нефтяные пласты работают!

По пластам доля случаев, когда доля пласта в дебите скважины меньше 15 %, составляет: по верею около 30 %, по башкиру около 40 %, по туле 20 %, по бобрику 20 % и по турне 20 %.

Различие скважин по доле пластов в их дебите вполне объяснимо зональной неоднородностью пластов по проницаемости.

За прошедшие годы примерно у половины добывающих скважин Енорусскинского месторождения с помощью глубинных расходомеров исследована совместная работа нефтяных пластов. На забое скважин глубинные расходомеры спускали по кольцевому пространству между эксплуатационной обсадной колонной и насосно-компрессорными трубами.

Из-за низких дебитов скважин и недостаточной чувствительности глубинных расходомеров только в половине случаев получены количественные определенные ответы - дебиты пластов в % от дебитов скважин; в другой половине случаев получены качественные ответы: пласт отдает, слабо отдает, слабо работает, работает, работает неравномерно, не работает и тому подобное. У 40 % скважин обнаружены заколонные перетоки воды.

Количественные результаты таких исследований по пяти добывающим скважинам, характеризующие совместную работу нефтяных пластов, представлены в табл. 2.18.

Как видно, утверждения оппонентов - противников объединения нефтяных пластов в эксплуатационные объекты - о том,

Таблица 2.18 Распределение дебита нефти в скважинах по пластам, доли

Номер п/п
Скважина
Нефтяные пласты

Средний карбон (СК)
Нижний карбон (НК)

Верей
Башкир
Тула
Бобрик
Турне

1 2 3 4 5
303 1308 1370 1379 1391
0,109 0,250 0,230 0,260
0,135 0,281
0,090 0,300
0,145 0,750

0,865 0,465
0,680 0,440

98

что объединенные в эксплуатационные объекты пласты не будут вместе работать, не подтверждаются.

С учетом определения продуктивности отдельных пластов при их последовательном освоении в скважинах, а также определений их дебитов глубинными расходомерами и доли пластов в общем дебите скважин, установленной по различию свойств нефтей среднего и нижнего карбона, в официальной отчетности по скважинам отдельно по пластам даны текущие и накопленные отборы нефти.

Эти фактические данные использованы в табл. 2.19.

Анализ фактических данных, представленных в табл. 2.19, показывает:

по 26 добывающим скважинам среднее число совместно эксплуатируемых пластов равно — = 2,923 г 3;

26

лучшими в эксплуатационном объекте были пласты:

верей - 4 случая из 21 возможного;

башкир - 6 случаев из 23 возможных;

туда - 9 случаев из 14 возможных;

турне - 7 случаев из 14 возможных;

отсюда можно заключить о высокой зональной неоднородности каждого из нефтяных пластов;

если выделить лучшие нефтяные пласты в объектах и просуммировать их накопленные отборы нефти, то это составляет 95 551 т, или 60,5 % от всего суммарного накопленного отбора рассматриваемых 26 скважин, равного 157 937 т, что вполне соответствует наблюдаемой хаотической высокой зональной неоднородности нефтяных пластов;

априори выбрать лучшие пласты в эксплуатационных объектах практически невозможно; ясно, что обязательно надо вскрывать и перфорировать нефтяные пласты нижнего карбона (туда, бобрик, турне);

отсюда следует, что благодаря совместной разработке нефтяных пластов отбор нефти на скважину уже увеличился в 2,923 раза и в сумме по 26 скважинам увеличился на

157 937-2'923"1=103 904 т; 2,923

или капитальные затраты уменьшены в 2,923 раза, а при капитальных затратах в расчете на 1 скважину, равных 0,5 млн. $, экономический эффект составляет 0,5-26-(2,923 - 1) = = 25 млн. $.

К изложенному можно добавить, что на соседних с Енорус-скинским месторождениях, тоже разрабатываемых РИТЭК,

99

Таблица 2.19

Накопленные отборы нефти по пластам по 26 скважинам Енорусскинского месторождения на 01.07.2000 г.

Номер п/п
Номер скважины

Накопленные отборы нефти, т
Число пластов

Верей
Башкир
Тула
Бобрик
Турне
Сумма

1
303
-
2065
-
-
8309
10374
2

2
1275
-
1793
-
-
403
2196
2

3
1293
1229
159
4191
-
1065
6644
4

4
1298
700
346
336
-
83
1465
4

5
1302
-
-
1291
-
11417
12708
2

6
1303
689
1637
-
-
-
2326
2

7
1306
907
206
1089
475
-
2677
4

8
1308
538
247
4365
-
1505
6655
4

9
1309
1122
980
-
-
2383
4485
3

10
1310
1590
1652
2659
-
1378
7279
4

11
1313
570
624
3508
-
4573
9275
4

12
1315
4032
417
-
-
1207
5656
3

13
1316
569
569
2378
-
-
3516
3

14
1317
1330
1345
7238
-
-
9913
3

15
1321
405
405
3786
-
-
4596
3

16
1328
2425
4060
1181
-
-
7666
3

17
1330
5300
4216
-
2046
-
11562
3

18
1342
-
1019
-
-
1654
2673
2

19
1343
2002
2002
-
-
-
4004
2

20
1366
-
-
9104
5676
-
14780
2

21
1368
11З
305
-
-
-
418
2

22
1369
859
2231
-
-
-
3090
2

23
1370
785
976
1249
-
867
3877
4

24
1377
1233
1507
2527
-
3120
8387
4

25
1379
2108
3485
-
-
-
5593
2

26
3607
1397
-
-
2234
2491
6122
3

Итого:
29903
32246
44902
10431
40455
157937
76

%
18,93
20,42
28,43
6,60
25,62

также осуществляется совместная эксплуатация нефтяных пластов: на Киязлинском месторождении по 23 скважинам, на Мельниковском - по 12 скважинам, в сумме по 35 скважинам; число совместно эксплуатируемым пластов от 2 до 4 и в сред-

100

нем равно 2,5. На этих двух месторождениях уже сэкономлено 35-(2,5 — 1) = 52,5 скважины или при капитальных затратах в расчете на 1 скважину 0,5 млн. $ 0,5-52,5 = 26 млн. $.

В сумме по трем месторождениям экономия капитальных затрат уже составляет 25 + 26 = 51 млн. $.

Приведенные результаты показывает высокую экономическую эффективность объединения нефтяных пластов в эксплуатационный объект с общей сеткой добывающих и эксплуатационных скважин. Но при этом следует подчеркнуть, что большое сокращение общего числа скважин повышает значимость каждой отдельной запроектированной скважины, и поэтому необходимо повышенное качество бурения и эксплуатации скважин.

2.9. ЗйбейЬзAь мнЦудA зЦона бA икЦСЦгх зЦЕйгътйв зЦоньзйв бAгЦЬа

Будем рассматривать работу ячейки скважин с центральной нагнетательной скважиной и окружающими добывающими, которая находится в пределах небольшой нефтяной залежи. Будем определять утечку нефти за пределы ячейки и за пределы нефтяной залежи.

Представим схему расположения скважин на рис. 2.1.

Рис. 2.1. Схема расположения скважин

101

Рис. 2.2. Расчетная схема

Расчетная схема изображена на рис. 2.2, где Pсн, eс, eпл, eплк и eпл0 — соответственно забойное давление нагнетательной скважины, забойное давление добывающей скважины, пластовое давление внутри ячейки скважин, пластовое давление на линии размещения добывающих скважин и первоначальное пластовое давление на границе нефтяной залежи: оон, Q, со и QY — фильтрационные сопротивления соответственно: зоны нагнетательной скважины, внешнее - области между зоной нагнетательной скважины и линией добывающих скважин, внутреннее — m добывающих скважин, внешнее — области между линией добывающих скважин и границей нефтяной залежи, где первоначальное пластовое давление. При высокой вязкости нефти в пределах нефтяной залежи и низкой вязкости воды за пределами этой залежи принятое моделирование первоначального пластового давления (e п) на границе залежи может быть вполне удовлетворительным

При этом уравнение закачки воды будет

P - P

сн плк _ / р _р \.

~x\ Pсн Pплк''

соответственно уравнение добычи нефти

P - P

плк с _ /P _ P\

-x2 \-^пЛК -с/

и уравнение утечки нефти

qy-

Q

— xо * \PиТТТС PгтттП/ •

102

00

При равенстве закачки воды сумме добычи нефти и утечки нефти

qs = q + q ;

x 1ЛPш - PJ = x2-(Pплк - Pс) + x3<P*ш - Pпло)

получается формула пластового давления на линии добывающих скважин

P

Pсн - x 1 + Pс ¦ x2 + Pпл0 - x3

x 1 + x2 "Ь xя

При этом уравнение закачки воды будет

_ . { P Pсн • x 1 + Pс ¦ x2 + Pпд0 ¦ x3 ^ _ x 1-x2 , P P ч

^ x 1 + x2 + x3 ) x 1+x2 + x3

x 1' xз .(P _ P \.

x 1 + x2 + xч

соответственно уравнение добычи нефти

q = x2-|Pснx1+Pсx2+Pдд0x3 -Pс|= x 1'x2 -(Pсн-Pс) +

[ x 1+x2 + x3 ) x 1+x2 + x3

+1---------(PилО-Pс)

x + x + x

и уравнение утечки нефти

. | Pсн " x1 + Pс " x2 + PдлО ' x3 р | _ x 1x3 . ГР р ^

qу ~ x3 PплО _ УPса ~~ PплО/ _

^ x 1 + x2+x3 ) x 1 + x2+x3

'{PimO Pq'¦

x 1 т xр т x¦о

В аналогичном виде представим формулу пластового давления на линии расположения добывающих скважин

x 1 x2 x3

P P 1 P 2 P

плк — сн "" с "" плО

x 1 ~г xр т x о x 1 т xр т xо x 1 т xт т x о

Теперь определим величину фильтрационных сопротивлений:

103

+

зоны нагнетательной скважины

1

г|н • |i,

где т]н - коэффициент продуктивности нагнетательной скважины до начала закачки воды; \it - соотношение подвижностей закачиваемой воды и нефти в пластовых условиях; r\s-\it - коэффициент приемистости нагнетательной скважины;

полосы между зоной нагнетательной скважины и линией расположения добывающих скважин

kh П

\х

где — - гидропроводность нефтяного пласта, которая опреде-

ляется через г\ - коэффициент продуктивности скважины; гс -радиус самой скважины и Rc - радиус ее зоны дренирования, в соответствии со схемой расположения скважин

jt • R^ = (2а)2, Rc = j=; L и П - соответственно средняя длина

л/я

и средний периметр полосы, в конкретном случае — = ° =1;

Я 4-За 12

с учетом всего этого получается

Q =___*.1;

r,-In^ 12

Л/я • гс

окружающих добывающих скважин

11 2ятг 1 2я 2ятг 11 2ятг

г

ю = — • — •----------— =

т kh 2я га , 2а 2я га ti , 2а

г|-1п---------- In=

2ятс

цж ¦ гс

где т - число окружающих добывающих скважин;

области между линией расположения добывающих скважин и границей нефтяной залежи

1 L

у kh пу

где Ly и Пу - средняя длина и средний периметр рассматрива-емой полосы, в конкретном случае

104

U

Ly ° 1

Яу 4 • 6 • a 24'

с учетом этого

2ятс Таким образом, получается

11

X1

1 2я

+

г|н • |i, . 2я 12

л/я • гс

1 уж ¦ г i = — = т-т\----------S

1п^

2ят„

x3=1 = T,.1.ln^-24.

?2у 2я л/я-^с

Далее сделаем расчеты для следующих условий: г|н = г| = = 0,2 м3/(сут-ат), тге = 8, |х. = 25, 2о = 400 м, гс = 0,0075 м, Рс = = 30 ат, Рпл0 = 100 ат и различных значений Рся - забойного давления нагнетательной скважины. В этих расчетах определим величины qm q, qy и Р1ШК - закачки, добычи, утечки и пластового давления на линии добывающих скважин.

При этом

х1 = 1,898; х2 = 3,207; х3 = 6,119; х1 + х2 + х3 = 11,224; ------^1= 0,1691;

ОС 1 т ОС "л т ОС ¦о

х2 хз

0,2857; ------±2------= 0,5452;

ОС 1 ~г ОС р т ОС о Л^1 т Л^ р т Л^о

^'^ -0,5423; *1 'Хг =1,0347;

Л1+Л^т+Л^о Л1+Л^т+Л^о

= 1,7485;

Х + ОС -\- X

105

1

юн + а

qs = 0,5423-(PCH - Pc) + 1,0347-(PCH - Рпл0);

q = 0,5423-(РСН - Рс) + 1,7485-(Рпл0 - Рс);

qy = 1,0347-(РСН - PnJ - 1,7485-(Рпл0 - Рс);

Р*ш = ^сн-0,1691 + Рс-0,2857 + Рпл0-0,5452;

qs = 0,5423-(РСН - 30) + 1,0347-(РСН - 100) = 1,577-Рсн - 119,739;

q = 0,5423-(РСН - 30) + 1,7485-(100 - 30) = 0,5423-РСН + 106,126;

qy = 1,0347-(РСН - 100) - 1,7485-(100 - 30) =

= 1,0347-РСН -225,865;

^плк = ^сн-01691 + 63,091.

Анализ этих формул показывает: при отсутствии утечку = 0 забойное давление нагнетательной скважины равно = 218,29 ат, при этом давление на линии добываю-

ки

щих скважин Рпш, = 100 ат, т.е. при Рпш, = Рп„с qv = и Рся= 218,29 ат. Результаты расчетов представлены табл. 2.20.

0

qx, ^/сут
Таблица 2.20 q, м3/сут

Р сн, ат
qr м3/сут

150 170 190 210 230
116,81 148,35 179,89 211,43 242,97
187,47 198,32 209,16 220,01 230,85
-70,66 -49,97 -29,27 -8,58 12,12

88,46 91,84 95,22 98,60 101,98

При Pcs = 220 ат Риш = 100,29 ат, закачка воды qs = = 227,20 м3/сут, добыча нефти q = 225,43 м3/сут и утечка нефти qy = 1,77 м3/сут, или 0,78 % от добычи нефти.

А если число добывающих скважин вдвое меньше, т.е. т = 4?

Тогда

х2 = 1,604, х1 + х2 + х3 = 1,898 + 1,604 + 6,119 = 9,621; qB = 0,3164-(РСН - Рс) + 1,2071-СРсн - PUJ = 1,5235-РСВ - 130,20;

Лиш' ЭТ

106

q = 0,3164-CPCH - Pc) + 1,0202-(Рпл0 - Pc) = 0,3164-PCH + 61,92; qy = 1,2071-(PCH - Рид0) - 1,0202-(Рпл0 - Pc) = 1,2071-PCH - 192,12;

Рщш = ^сн-0,1973 + Рс-0,1667 + Рпл0-0,6360 = Рсн-0,1973 + 68,60.

Утечка нефти равна нулю (qy = 0) при забойном давлении нагнетательной скважины, равном Рся = 159,16 ат и Р^ = = 100 ат.

Результаты расчетов представлены в табл. 2.21.

Рсн, ат
<7н, MVcyx

150 170 190 210
98,33 128,80 159,27 189,74

Таблица 2.21

q, м3/сут

109,38 115,71 122,04 128,36

м3/сут

-11,05 13,09 37,23 61,37

J

98,50 102,44 106,39 110,33

При Рсв = 160 ат Рилк = 100,17 ат, закачка воды qB = = 113,56 м3/сут, добыча нефти q = 112,54 м3/сут, утечка нефти qy = 1,02 м3/сут или 0,90 % от добычи нефти.

А если вблизи границы залежи - вблизи ее водонефтяного контакта (ВНК) - вязкость нефти оказывается значительно выше и фильтрационное сопротивление периферийной области (Qy) увеличивается в три раза, то тогда: x1 = 1,898; х2 = = 1,604; х3 = 2,040;

х1 + х2 + х3 = 1,898 + 1,604 + 2,040 = 5,542;

Х1 + X2 "Ь Хя
= 0,34248;

Х2
х3
= 0,36810

Х1 т Xр т Xя
Х1 т X р т Xя

x1'x2
Х1 ' Xя
= 0,69866

Х1 + Х-) + Хя
Х1 + X2 "Ь Хя

х2 • х3

Х1 + X2 "Ь Л-з

9н = 0,54934-(РСН - 7>с) + 0,69866-(Рсн - Рш0) = 1,248-Рш - 86,35;

107

ч

ат

q = 0,54934-(PCH - Pc) + 0,59043-(Рпл0 - Pc) = 0,54934-PCH +

+ 24,85;

qy = 0,69866-(PCH - PnJ - 0,59043-(Рпл0 - Pc) = 0,69866-PCH -

- 111,20;

Рщш = ^сн-0,34248 + Рс-0,28943 + Рпл0-0,36810 = Pcs-0,34248 +

+ 45,49. Результаты расчетов представлены в табл. 2.22.

Таблица 2.22

Рсн, ат
qK, мУсут

150 170 190 210
100,85 125,81 150,77 175,73

q, м3/сут

107,25 118,24 129,22 140,21

м3/сут

-6,40 7,57 21,55 35,22

J

96,86 103,71 110,56 117,56

Как и в предыдущих расчетах, наибольшее забойное давление нагнетательной скважины, при котором еще отсутствует утечка нефти, равно Рся = 159,16 ат. При более высоком забойном давлении нагнетательной скважины происходит утечка нефти, но она в 1,73 раза меньше, чем прежде.

Условие отсутствия утечки нефти Рплк = Р^. Тогда должно быть

М

я

1 . 1 .1п 2о

т 2я 2ятс

= m(j1 + 0,08i,

отсюда получается необходимое число окружающих добывающих скважин

т>

1

-^ ^ + 0,8

г|о'|1,

На многопластовых нефтяных месторождениях высоковязкой нефти при объединении нескольких нефтяных пластов в эксплуатационный объект кроме их различия по продуктивное-

ч

ат

у

L

+

ш

108

ти, эффективной толщине и удельной продуктивности, кроме их зональной и послойной неоднородности надо учитывать их возможные небольшие нефтяные площади. Если нефтяные залежи не запечатаны приконтурной окисленной нефтью, то на эффективность их объединения в эксплуатационный объект серьезно влияют их небольшие нефтяные площади, угроза избыточного роста пластового давления и утечки нефти в законтурную водоносную область. Правда, при небольших нефтяных площадях и хорошей гидравлической связи с законтурной водоносной областью нет смысла организовывать внутрикон-турное заводнение, т.е. не во всех нефтяных залежах, объединенных в эксплуатационный объект, надо перфорировать нагнетательные скважины.

Средством борьбы с утечкой нефти может быть отказ от постоянной закачки воды и переход к периодической или циклической закачке воды. Тогда периоды работы нагнетательной скважины чередуются с периодами остановки. В период работы нагнетательной скважины у нее поддерживается высокое забойное давление, но объем закачки воды соответствует объему добычи нефти при отсутствии утечки нефти: фактически с учетом периодов остановки реализуется более низкое безопасное среднее забойное давление нагнетательной скважины.

В периоды остановки нагнетательной скважины через ее забой вода из пластов с более высоким давлением будет перетекать в пласты с более низким давлением, снимая возникающую проблему высокого пластового давления.

Qo,6%

При объединении нефтяных пластов в один общий эксплуатационный объект с общей сеткой скважин, наряду с другими параметрами, надо учитывать размеры их нефтяных площадей, которые могут быть небольшими, и их гидравлическую связь с законтурной водоносной областью.

2.10. О ЦЕЛЕСООБРАЗНОСТИ ОБЪЕДИНЕНИЯ ПЛАСТОВ

Что такое объединение нефтяных пластов в один общий эксплуатационный объект?

В производственном смысле это - осуществление в скважинах, проведенных на один нефтяной пласт, дополнительной перфорации (дострела) других нефтяных пластов.

109

А в смысле образования математической модели рассматриваемого процесса разработки нефтяных пластов это - объединение их коэффициентов продуктивности, их эффективных толщин, их средних проницаемостей и их послойных неодно-родностей по проницаемости и геометрических неравномернос-тей (их расчетных послойных неоднородностей).

Кажется очевидным, что объединение нескольких пластов увеличивает общую неравномерность вытеснения нефти закачиваемой водой. Наверное, в среднем это справедливо, но в конкретных случаях может быть наоборот и общая неравномерность может уменьшаться.

При объединении нефтяных пластов в эксплуатационный объект с помощью математических методов теории вероятностей можно довольно точно рассчитать общую неравномерность вытеснения нефти. Для этого не нужны полные совокупности исходных данных, вполне достаточными являются представительные выборки из этих совокупностей. При применении известных детерминированных математических моделей расчеты по представительным выборкам принципиально невозможны.

Для детерминированных математических моделей нужны полные совокупности исходных данных, а именно нужны: идеальная корреляция нефтяных пластов и обособленных нефтяных слоев, коэффициенты продуктивности и эффективные толщины индивидуально по всем скважинам и всем обособленным слоям.

При значительном дефиците необходимой исходной информации (по обособленным слоям, по пластам и даже по скважинам) точность детерминированных математических моделей катастрофически падает; поразительно, что они становятся значительно менее точными, значительно более ошибочными по сравнению с обычно применяемой математической моделью разработки послойно и зонально неоднородных нефтяных пластов. Большой грех детерминированных математических моделей состоит в неучете (в значительном неучете) фактической зональной и послойной неоднородностей нефтяных пластов. Оказывается, снижается моделируемая неоднородность и соответственно снижается отрицательное влияние этой неоднородности на темп добычи нефти и нефтеотдачу пластов.

Однако это серьезное математическое обстоятельство совершенно не понимают те, кто настаивает на создании детерминированных математических моделей при нынешнем плачевном состоянии дел в области контроля работы и гидродинамических исследований скважин, а также их пластов и обособленных слоев.

НО

Надо иметь в виду, что число созданных детерминированных математических моделей нефтяных площадей, их отдельных участков и куполов, ошибочно представляющих геологическое строение и продуктивность нефтяных пластов и приводящих к ошибочным практическим рекомендациям, уже достаточно велико.

В рамках другой, принципиально иной адаптивной математической модели разработки нефтяных пластов, имеется технологический критерий рациональности объединения нефтяных пластов. По этому критерию объединение нефтяных пластов является рациональным, если средний дебит нефти за время отбора утвержденных извлекаемых запасов нефти увеличивается, то есть средний дебит нефти на пробуренную скважину при объединенной разработке будет больше, чем при раздельной разработке нефтяных пластов.

Представим этот критерий формулами.

Критерий рациональности - достижение максимального среднего дебита нефти на скважину проектной сетки

Я1Р = Я1 ¦ (1 - ЛР) = Я1 ¦ е

0.-V'

шах,

где q1 - амплитудный дебит на скважину проектной сетки; Аср - расчетная средняя доля вытесняющего агента в суммарном отборе жидкости; (1 - Аср) - соответственно расчетная средняя доля нефти в суммарном отборе жидкости; V2 - расчетная послойная неоднородность нефтяного пласта по проницаемости; постоянная а = Ц<Г3-1,25)4 при 0,7 < К3 < 0,9; К3 -коэффициент использования подвижных запасов нефти; для определения постоянной примем К3 = 0,7 и тогда постоянная

равна а = (0,7-1,25)4 = 0,586 =

1

1,706

Условие целесообразности объединения п нефтяных пластов в один общий эксплуатационный объект имеет следующий вид:

а1 „ > а1 ,;

'CD ' CD 7

<1¦*-* ><1¦*-*

1

_и_ > .?

1 '

111

1 • Inф > (V2 - V2) = (V2 + 1) - (V2 + 1);

a q

o*

1 2

---------------ln^ + l>^^,

a • (V 2 + 1) ?J. (V 2 + 1)

где ^g„ - амплитудный дебит на проектную скважину по эксплуатационному объекту, объединяющему п нефтяных пластов; ql0, - средний амплитудный дебит на проектную скважину по

отдельному нефтяному пласту; V2t - общая неравномерность вытеснения нефти агентом в добывающую скважину по эксплуатационному объекту, объединяющему п нефтяных пластов;

V2 - общая неравномерность вытеснения нефти по отдельному нефтяному пласту.

Общую неравномерность вытеснения нефти в добывающую скважину по отдельному нефтяному пласту, состоящему из пс

слоев, можно представить с учетом V2 - неравномерности вытеснения нефти в пределах отдельного слоя; V2C - зональной неоднородности в пределах слоя и пс - числа слоев

(V,2 + 1) = (V2 + 1) •

V2 +1

зс 2

+ 1

пс

К

Общую неравномерность вытеснения нефти в добывающую скважину по эксплуатационному объекту, состоящему из п пластов и пс-п слоев, можно представить с учетом всего предыдущего (У2, V2C, nc), а также с учетом V2 - зональной неоднородности пласта, п - числа пластов и V2 - межпластовой неоднородности по проницаемости или по скорости фильтрации

(V2+\) = (V2 + \)-^f^-(V2+\) =

V3C

—+ 1 2

(V2 + \)-^------(V2 + \) = (V2+\)-^-(V2 + \).

v v

—^ + 1 —+ i

n-n n

112

Отсюда получается

(У,] + 1 Vg2 + 1

(V2+1) V2

(У2+1). С учетом этого усло-

+ 1

вне целесообразности объединения п нефтяных пластов принимает вид

1

а-(У, +1)

•ln^f+ 1

1

V

+ 1^0

2-----(К+1).

к2 + 1

А Уц2 - межпластовую неоднородность по средней проницаемости пластов можно определить следующим образом:

(K2+1

I п \ I п \2 I п 2\ I n \

1*k\ \1к\ \Ш\1к

Iп V

где r\t и ht - средний коэффициент продуктивности и средняя

эффективная толщина г-го нефтяного пласта;

Г|;

удельный

коэффициент продуктивности на единицу эффективной толщины, прямо пропорциональный средней проницаемости г-го пласта. Межпластовую неоднородность можно выразить через средние дебиты нефтяных пластов

(К2 + 1 =

I п п2 \ I " "1 г=1 "¦ г=1

/ п V

\ 1 /

\i=1 / Пример расчета

Исходные данные:

л.

к

7\{/h{........

1 5

0,2 0,2

0,5 2

0,2 2

0,25 0,1

0,1

1

0,1

0,125 0,02 0,01

г г

^0,355

113

2

^

А

Отсюда получается величина V* - межпластовой неоднородности

(Т/2 + 1)=°'355'10= 1,096; Т42 = 0>096-

При - = 1,706, <УП2 + 1 = 1,5, V32 = 1 и ^1 = 4 условие целесооб-

а <1 0«

разности объединения нефтяных пластов приобретает конкретный вид

1

+ 1

1™4n4 + 1 W =1>610>1,096.

1,5 j 1 + 1

Таким образом, условие целесообразности объединения нефтяных пластов в один общий эксплуатационный объект выполняется.

Далее усложним исходные данные: учтем, что между двумя парами нефтяных пластов расстояние (по глубине) около 300 м и пластовые давления различаются примерно на 30 ат; что давления насыщения нефти газом не связаны прямолинейно с глубиной залегания пластов, а забойные давления по пластам должны быть равны или больше их давлений насыщения:

-'нас

1

121
120
91
90

36
60
31
30

85
60
60
60

60
60
60
60

85
30
12 6
2138
q13, = 34,5

60
30
12 6
2108
<7()э" ч1
----i----- = О,

я1*

Оэ*

Здесь Рш - Рс, - депрессия на нефтяной пласт при раздельной разработке; Рид - Рс„ - депрессия при совместной разработке;

1 П

114

К

q\/h

z=l

p»)

60

5

12

30 12 6

2 2 1

156 6

720 450

72

36

2108 210

21278

Отсюда получается величина Vn родности

межпластовой неодно-

(V2+l)=1278'10= 1,096; F2 =0,096.

При

108 1,706, (К2 + 0 = 1,5, Т/2 = 1и ^f

3,13 условие целесо-

образности объединения нефтяных пластов приобретает конкретный вид

1

1,706 1 „.„ А.А 1,5 ' ) 1 + 1

+ 1

1,436>1,096.

Таким образом, получается, что объединять четыре пласта и разрабатывать их одной сеткой скважин лучше, чем четыре пласта разрабатывать раздельно четырьмя сетками скважин.

Еще раз изменим исходные данные, конкретно, изменим давление насыщения и соответственно забойное давление у второго снизу нефтяного пласта:

Рш

Рг

я1,

Оэ

я1,,

0э

я».

121
120
91
90

36
35
31
30

85
85
60
60

60
60
60
60

85

60

42,5

30

12 6

12 6

2145,5 q1 =36,375 2108 ^!1 = 2,969

Эти изменения несущественны: 1пЗ,13 = 1,141 > 1п2,969 = = 1,088, и условие целесообразности объединения нефтяных пластов имеет вид

1

а

115

iZ06.ln2969 + 1W =1>399>1>096,

I 1,5 ) 1 + 1

т.е. выделение одного эксплуатационного объекта лучше, чем выделение четырех.

Но можно заметить, что вместе два нижних пласта дают дебит нефти 85 + 42,5 = 127,5 больше, чем вместе все четыре пласта 60 + 30 + 12 + 6 = 108. Поэтому начинать разработку надо с двух нижних пластов и по мере выполнения заданной технологической функции по нижним пластам скважины будут переводиться на два верхних пласта. Все равно вместо четырех сеток скважин будет применена одна.

Подытожим: здесь был дан критерий целесообразности объединения нефтяных пластов в один общий эксплуатационный объект. Этот критерий имеет довольно универсальный вид. Он учитывает:

1 - внутрислойную неравномерность вытеснения нефти, включая сюда геометрическую неравномерность вытеснения;

2 - межслойную неравномерность вытеснения нефти (и межпластовую тоже), обусловленную хаотической зональной неоднородностью слоев по проницаемости;

3 - также учитывает устойчивую неоднородность слоев и пластов по их средней проницаемости.

Данный критерий отвечает на вопрос: целесообразно или нет представленную группу нефтяных пластов объединять в один общий эксплуатационный объект. А выделение самих групп пластов - это другой вопрос, который надо решить до применения критерия.

Данный критерий довольно прост, поэтому применим в довольно сложных ситуациях.

Скачать эту главу в формате PDF

Всё про нефть и газ / Литература(каталог книг)