Выделение эксплуатационных объектов на многопластовых месторождениях

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-нефтя-ников, 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.

При 3-5 нефтяных пластах, расположенных на близких глубинах и имеющих одинаковое или близкое давление насыщения нефти газом, дебит многопластовых вертикальных скважин по сравнению с однопластовыми вертикальными увеличивается в 3-5 раз, тогда как дебит однопластовых горизонтальных скважин по сравнению с однопластовыми вертикальными увеличивается в 2-3 раза. Такое увеличение дебита горизонтальных 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 состоят из нескольких проницаемых слоев и соответственно нескольких разделяющих непроницаемых прослоев. В таких пластах горизонтальные скважины обычно делают диагонально-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 нефти, 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 отдельных слоев суммируются или, по-другому, результат отдельного слоя увеличивается в 5 раз. Получается, что суммируются эффективные толщины слоев, но не суммируются отдельные 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

Яср ^ ^таХ

средний дебит нефти проектной скважины выражается через q° - 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 - А_ср) - среднюю долю нефти в расчетном суммарном отборе жидкости;

q^ = qo - п - (1 - А_Ср) ^ max.

Величина q0 - 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 - А_ср) = e-^av2 = e^+a - e-^a(1+V2),

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

(1 + V²) = (1 + v,²)(1 + V )(1 + V.),

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 V/ - зональной неоднородности по проницаемости отдельного нефтяного пласта и n - числа пластов в эксплуатационном объекте (табл. 2.1)

1+V

(1+v. 2)=

1 V²

1 + —^

n

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

n

\/2\ V +1 V — 1

(1+V2.)=n---- .

Vⁿ — 1 V + 1 2.1

2.2

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

«1    «1    »    _Л    +    ^а    ,*-a(1+V²)    _Л ,

Яср = Яс • ⁿ • ^е • ^е    =    ^c    •    U

где c = q1 • е+^а; u = n • e“^a(1+^v2);

/2\ М . \/2\/ч . \/2\/_ч .\,2\ а. . w2\    ¹    +^V’^{2    V}" +^{1 V — 1}

(1 + V²) = (1 + V²) (1 + V.2) (1 + V²) = (1 + V²) •

V²    Vⁿ - 1 V +1

¹⁺ -F

0 - постоянный коэффициент; u - функция среднего дебита нефти скважины проектной сетки.

и n были определены значения V² - расчетной послойной неоднородности, а затем для значения коэффициента использования подвижных запасов нефти К₃ = 0,8 и коэффициента а = = (1,25Ю,8)⁴ = 1 были сделаны расчеты значений u - функции среднего дебита нефти скважины проектной сетки. Полученные результаты приведены в табл. 2.3 и 2.4.

2.3

Определение V ² расчетной послойной неоднородности эксплуатационного объекта

Оптимизация по среднему дебиту нефти

В итоговой таблице значений u - 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.

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 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 n 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 n = 4 до (0,3 + 0,2)⁴ = 0,0626, или 6,25 %, т.е. доляэффективно рабо-

1- 0,0625

тающих скважин увеличивается    в    1    ’    05    =

= 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 n нефтяных пластов аварийность равна A_n = 1 -- (1 - A)ⁿ. Например: аварийность однопластовых вертикальных скважин равна А = 0,1, или 10 %, тогда аварийность многопластовых вертикальных скважин, эксплуатирующих сразу 4 нефтяных пласта, будет A_n = 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 A_n = 1 - (1 - 0,2)⁴ = 0,590, или 59 %. Таким образом, переход от однопластовых к многопластовым

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

уменьшает нефтеотдачу пластов в 1^1-, ^4 = 1,372 раза и в

1~ 0’59 = 1,951 раза или при проектной нефтеотдаче пластов

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 многопластовых скважин общий фонд увеличивается в —¹— раз.

(1 -—)ⁿ

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

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

1

1-0,2

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

(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

(1-0,1)⁴    (1-0,2)⁴

значительно меньше, чем n = 4.

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

жин

_v = п-(1-А)^П • 1-(w+w.)ⁿ (1- А)    1-(w + w.) "

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

, (1-0,2)⁴ 1-(0,3+ 02)⁴ о о г

v = 4--——---——= 3,84 раза.

(1-0,2)    1-(0,3 + 0,2)    ^

Изложенные здесь научно-технические идеи уже воплощаются 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 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 ультра-низкой 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 разработку 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.

2.5

Классификация нефтяных пластов по продуктивности

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 значением 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.

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, 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 4дюймовую эксплуатационную колонну, зацементировать и продолжать нормальную эксплуатацию.

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 объединения 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 п_ср - среднего значения коэффициента продуктивности скважины, являются: п - число скважин, по которым были определены значения п - коэффициента продуктивности, среднее значение квадрата коэффициента продуктивности (п²)_ср, показатель неоднородности совокупности значений коэффициента продуктивности скважин - квадрат коэффици-

\/2^(п)ср,|    ч

ента вариации V_n² =-- -1, а также характерный линейный

⁽Пср⁾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 п - 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    V₄² -

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 гидропроводности 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 толщины) коэффициент продуктивности —, где п - 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

Я0(1 - Аср) =    • Кг ^ max,

где qj - амплитудный дебит на проектную скважину, при объединении двух пластов амплитудные дебиты суммируются; А_ср - средняя доля агента и (1 - А_ср) - 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:

(1 - Аср) = е"<

где V² - расчетная послойная неоднородность эксплуатационного объекта; а - коэффициент, определяемый по формуле а = (1,25К₃)⁴:

К₃....    0,7    0,8    0,9

а .....0,586    1    1,602

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

К₁-К2-Кз-К₄

К„

получилось произведение двух коэффициентов (коэффициента сетки К₄ и коэффициента надежности системы разработки К₄), равное К₄-К₄ = 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

0,5-0,6-0,7 = 0,21.

^Кн

С учетом этого формула средней доли нефти принимает

вид

2

(1 - А_Гр )

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:

2

M-1 M + 1

1-й вариант..................2-q0;    (V ² +1)

2-й вариант......... q0;    (V² +1)

Условие рациональности 1-го варианта

+1

+JM-1. I M + 1/

-0,5869 (V² +1)

+1

-0.586UV² +1) -1}

2 - q° - e

> q0 - e

после сокращения одинаковых членов

-0,586V²+1)

+1

-0,586CV²+1) •

2-e

>e

после логарифмирования левой и правой части неравенства и некоторых алгебраических преобразований

+ M - 1V , M +1/

> -0,586 • (V² + 1);

+1

ln2 - 0,586 • (V² + 1)

2

ln2 > 0,586 • (V² + 1) •

m -1

M + 1

ln2

0,586 •(V ² + 1)    ^M + ¹

M-1

1 + z 1 - z

z =

> M.

1 - z

Будем задавать величину V² и определять величину z и

1 + z

граничную величину M =

V². z ... а ..

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/, в силу действия которой при объединении двух нефтяных пластов дополнительно увеличивается расчетная послойная неоднородность эксплуатационного объекта:

2

V² +1

M -1 M +1

²-q0;

(V ² + 1)

V,

1-й вариант.

2-й вариант.

q0;

(V ² + 1)

Условие рациональности 1-го варианта

+ M-1. 1 M + 1/

V² + 1

-0,5869 (V² + 1)

+1

I    V31+1

2 • q0 •e ^{:    2}

>    q1 • e-0,586{(V² + 1)-1}.

>    ^q0 ^e .

после сокращения одинаковых членов

V +1

-0,586V +1)

Vi+1

2

-0,586-(V²+1) .

2^ e

> e

после логарифмирования левой и правой частей неравенства и некоторых алгебраических преобразований

2

ln2 - 0,586 • (V² + 1) • ^з_ > -0,586 • ^(V< + ⁰ + ^{M 1}

²    '    '    M    +    1

V< + 2

V< + 2

V3² + 2

V3²

ln2

M-1.

z

2^(V₃² +1) 0,586•«² + 1)    2-(V₃² + 1)    M + 1

1 + z 1 - z

M.

> 

Будем 3адавать величину V² и V3² и определять величину z

- 1 + z

1 - z

2.6

(табл. 2.6).

и граничную величину M

И3 табл. 2.6 видно, что при очень высокой расчетной послойной неоднородности (V² = 2,0) и очень высокой 3ональной неоднородности (V₃² = 1,5) объединение нефтяных пластов ока3ывается нерациональным; при менее высокой расчетной послойной неоднородности (V² = 1,0) во3можно объединение нефтяных пластов, ра3личающихся в среднем по удельному коэффициенту продуктивности в M = 2+3 ра3а.

Далее будем рассматривать следующую ситуацию: на отдельной части площади нефтяного месторождения присутствует п нефтяных пластов, в среднем пласт имеет п_сл нефтяных слоев, причем слои отделены друг от друга непроницаемыми прослоями; каждый слой обладает 3ональной неоднородностью по проницаемости и внутрислойной неоднородностью, свя3ан-ной прежде всего с ра3личной длиной линий тока, идущих от источников к стокам - от нагнетательных скважин к добывающим скважинам, т.е. свя3анной с точечностью источников и стоков и их расположением, которое нередко бывает очень неравномерным.

Расчетная послойная неоднородность нефтяных пластов об-ра3уется, прежде всего, 3а счет 3ональной неоднородности нефтяных слоев и их внутрислойной неоднородности (неравномерности). Нефтяные пласты ра3личаются 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 3ональной неоднородности, которую количественно характери3ует квадрат коэффициента вариации V₃²; слои также обладают одинаковой внутрислойной неоднородностью, которую представляет квадрат коэффициента вариации О,; а неоднородность объединяемых нефтяных пластов по средней величине удельного коэффициента продуктивности скважины представляет квадрат коэффициента вариации V_II²_jr

Проводится сравнение двух вариантов: по 1-му варианту выделяется один эксплуатационный объект, который включает в себя п нефтяных пластов и п-п_сл нефтяных слоев, амплитудный дебит которого в п ра3 выше, чем по 2-му варианту; по 2-му варианту выделяется п эксплуатационных объектов, каждый И3 которых состоит И3 одного нефтяного пласта и п_сл нефтяных слоев, а амплитудный дебит ока3ывается в п ра3 ниже, чем по 1-му варианту.

По 1-му варианту расчетная послойная неоднородность равна

«г +1) •    «    +¹    •    «    +    1) -1

+1

по 2-му варианту расчетная послойная неоднородность равна

V₃² + 1

V3²

+1

п

сл

Условие рациональности 1-го варианта представляется следующим обра3ом:

1 V +1    1

«2 +1)-3:--(У_п²_л + 1)-1

после сокращения одинаковых членов в левой и правой частях неравенства получается

V² + 1    V² + 1

-0,586 • «2 +1) • <³ +¹ • (У_п²_л +1)    -0,586 • «2 +1) • <³ +¹

-«-+1    -V²+1

пe    ^пп“    > e    ^псл ,

после логарифмирования левой и правой частей неравенства и некоторых алгебраических преобра3ований получается

V² + 1

<: +1

V₃²

ln п - 0,586 • «_с²_л + 1) •

V²

+ 1

« + 1) > -0,586 • (« + 1)

п + 1

сл

+ 1 •Ып

V3²

1пп

>V²

''ил*

(V3² + 1)« + 1) ⁰,⁵⁸⁶    V3² + п_с.

Пример

a0x6%IoA %tIIoA:

V3² - 2,0; V - 0,16; п = 4; п_м = 4.

Будем определять граничную величину <_п²_л - неоднородности совокупности нефтяных пластов по средним 3начениям и х удельных коэффициентов продуктивности скважин - максимальную допустимую величину при объединении пластов

+ V₃²

+¹¹    V₃² •+1-¹

1пп    ^У п

V²

(V3² + 1>«2i +1) °’⁵⁸⁶    V3² + п_сл

(2 + 1) • (0,16 + 1) 0, 586    2 + 4

Величина такой неоднородности объединяемых нефтяных пластов определяется последующей формуле:

V 2 _ ^{(п )}ср _ 1 <пл    2    ¹ .

(Пср )²

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

= 1:2:3:4

эта неоднородность равна

2 2 2 2 2222

<2 _- п ⁽Л1 + ^п2 + ^п3 + Л4⁾ _-1_-4 (1 + 2 + 3 + 4 )_-1_-^(п1 + ^п2 + ^п3 + ^п 4⁾²    (1+ 2 + 3 + 4)²

0,2.

что 3начительно меньше граничной величины <_п²_л = 0,515 и, 3начит, объединение нефтяных пластов в один общий эксплуатационный объект рационально.

Приведенный пример бли3ко 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 однопластовых объектов делается в расчете на одну проектную скважину, то параметры однопластовых объектов приходится осреднять. И осреднения ока3ываются важными 3веньями общего решения. Вообще-то можно не осреднять, но тогда решения будут очень громо3дкими, они потеряют наглядность. Причем суть решений от этого не и3менится.

Важно подчеркнуть, что сами решения рассматриваемого вопроса в такой компактной форме стали во3можны благодаря применению алгебры неоднородностей - этого эффективного расчетного метода, вполне корректного с математической точки 3рения, уже многократно исполь3ованного при решении проблем теории и проектировании систем ра3работки нефтяных месторождений. Необходимо отметить, что благодаря применению алгебры неоднородностей тоже в компактной аналитической форме были получены решения многих сложных проблем ра3работки нефтяных месторождений, таких как: проектирование и3бирательного 3аводнения нефтяных пластов, циклического и полимерного 3аводнения, 3аводнения с фронтальной оторочкой га3а, чередующейся 3акачки воды и небольшой части добытой высоковя3кой нефти, 3акачки теплоносителя в пласты высоковя3кой нефти, бурения гори3онтальных скважин и многих других.

Общий вывод

Нефтяные пласты предлагается классифицировать по среднему 3начению коэффициента продуктивности скважины. Существует огромное ра3нообра3ие нефтяных пластов, ра3лича-ющихся по среднему коэффициенту продуктивности в десятки, сотни и даже тысячи ра3. Существуют нефтяные пласты ульт-рани3кой продуктивности, которые, если их не объединять, то вообще нель3я ра3рабатывать и3-3а экономической нерентабельности. Существуют нефтяные пласты, которые экономически рентабельно ра3рабатывать как при объединении, так и бе3 объединения; и тогда надо искать рациональные варианты выделения эксплуатационных объектов. Существуют нефтяные пласты повышенной и высокой продуктивности, по которым нель3я восполь3оваться главным эффектом объединения - повышением прои3водительности скважин.

Вопрос объединения или необъединения нефтяных пластов надо решать не по интуиции, а расчетным путем; для этого предложен необходимый расчетный метод, ба3ирующийся на исполь3овании алгебры неоднородностей. Проведенные расчеты пока3али, что в большинстве рассмотренных случаев при пониженной продуктивности пластов объединение нефтяных пластов является рациональным.

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 призабойной 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 проведение 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—а. Соответственно при выделении многопластовых эксплуатационных объектов, каждый из которых состоит из n нефтяных пластов, коэффициент надежности системы оказывается равным 6_n = (1 - a)ⁿ, а интегральная аварийность скважин оказывается равной а_п = 1 - 6_n = 1 -

- (1 - a)ⁿ.

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

1 - а_п 1 - (1 -6n)    (1 - a)ⁿ '

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

при выделении n однопластовых эксплуатационных объектов

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:

V, = — • (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)^(n-1) < 1;

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 однопластовому эксплуатационному объекту равна А, то по многопластовому объекту, состоящему из n пластов, эта доля равна (даже меньше) Aⁿ. Поэтому по многопластовому эксплуатационному объекту доля рентабельно работающих скважин больше 1 - Aⁿ

во столько раз: v,, =-.

^,, _{1 - А}

Эффективность выделения многопластовых эксплуатационных объектов v в зависимости от п — числа пластов, a — аварийности скважин и А — доли непродуктивных скважин

Итоговый показатель относительной эффективности скважин при выделении многопластового эксплуатационного объекта будет

n

v = v, • v,, = n • (1 - a)^(n-1)--.

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.

Бо,0%)

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 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

₁

очень большим, например 01 = 100 лет, а все время отбора

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 разработки. 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 Т_с, 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; n₀ и n - 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 Р_сэ, которое равно или выше давления насыщения нефти газом Р_сэ > Р_нас; нагнетательные скважины с забойным давлением Р_сн, которое ниже давления гидроразрыва пласта Р_сн < Р_грп); каждая добывающая стабильно работает до достижения заданной предельной обводненности жидкости, после чего ее выключают из работы; также стабильно работают нагнетательные, которые выключают из работы после выключения их добывающих. При этом (при стабильной разности забойных давлений Р_сн - Р_сэ = = 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:

ее текущее число работающих скважин представляется формулой

^q0    • t • ^KL

0₀    2F

n = n 0 e ⁰

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:

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

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

^q0 •t• '1 + 00 ⁷

_ 90. t Кз    _-(-^q^ •t • ^K3 + A*    _- ^q. • t •) ^K3 I ^Q0 j

Q₀    2F    (Q₀    2F T_c ^j    Q₀    ^    2F q₀ T_c ^j

и = и 0 e ⁰    •о = n₀- e    = n ₀- e ^    ;

при этом число выбывших из работы скважин (по основному объекту) будет

_ — t/—+ ^Q0 **

~ I 2F q„ • Tc ^j

1 _ e

n ₀_ n = n 0

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

Q0

q0 •Tc

_ Q0

² •^F    q0 • ^Tc

Кз

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

Q0    *

qp- Tc

An 0

1_ e

^К3

Q0

• ' Кз + Q0_ **

^2F q0-Tc

Q0 **

1

- •n 0-

Q0    ^2F

1 +

^q0 • ^Tc ^К3

_ З0. •t •)

1 _ e ^Q0    )^{2F q}0 • ^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 ^Кз= 0,5. В этих расчетах были использованы формулы от-F

носительного дебита нефти по основному объекту

Q0

e

q0

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

1

An0

Q0

1+

q0- ^Tc

_ 30. •t •( — + ^Q0 ** Q0    1⁴ q0 Tc '

1_ e

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

темпа отбора извлекаемых запасов нефти — и времени раз-

00

работки t; результаты расчетов представлены в табл. 2.8.

Таблица 2.8

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

эксплуатационный объект —

q₀

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

1

A

1+Q

q0 • Tc

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

n

1+-

^Q0    2F

^q0 '^Tc ^K3

2F    ,

рассматриваемых конкретных условиях при — = 4

^K3

1

А

ⁿ 1+—Q0—4'

q0 • Tc

Результаты расчетов по последним формулам приведены ] табл. 2.9.

Таблица 2.9

Значения доли потенциальных извлекаемых запасов нефти и доли перевода скважин на возвратный эксплуатационный объект A_Q/ А_п

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

год, — <0,03—¹—) нельзя планировать последующее использо-

Q0    год

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.

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

При запроектированном годовом темпе отбора извлекаемых запасов нефти Q- технологически необходимое среднее время

работы скважины равно

_T = Qsl.1L

^СР 90 K3 '

При фактической средней долговечности скважины T_c общее число скважин, которое придется пробурить на нефтяной залежи, будет больше п₀ - числа скважин по проектной сетке не менее, чем во столько раз⁸

_v _ '^ср _ ^Q0    • ^2F

ⁿ Tc 90-Tc K3'

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

_T _9±.2L

^С 90 K3 ’

например, в конкретных рассмотренных условиях должна быть равна

T _ ^0 • 4-

c    ^

q0

при

3sl_ 0,01 -L-    T_c _ 400 лет;

Q0    год

при

«о._0,10 -L-    T_c_40 лет

Q0    год

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

90 _    ^2F

^Q0 K3-Tc’

в конкретных рассматриваемых условиях

^q0 _ ⁴ _;

^Q0 Tc’

при

T_c = 30 лет    -⁹⁰- _ 0,1333 -±-;

^Q0    год

при

T_c = 50 лет    _    0,08    -±-.

^Q0    год

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

нефти — и долговечности скважин T_c, то надо проектировать

^Q0

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

^T_c

T_c - долговечность скважины, З_к - 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 капитальных 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 ?_ср,

эффективной толщиной h и неравномерностью вытеснения нефти - квадратом коэффициента вариации V². Добавляемый г-й нефтяной пласт тоже количественно характеризуется: средней проницаемостью ?_;ср, средней эффективной толщиной h_f и неравномерностью вытеснения нефти - квадратом коэффициента вариации V/.

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:

•[(1+V²)(?_Ср)• h+ (1 + vlXk, )²-h_t 1

(i+v 2)> h+±A_!_!_⁴ _

2 • ⁽^р •^h + ^kiср •^h i⁾

(h+ h)

_ (1 + V²)(^р)²(1 - A) + (1 + У²)(^_ср)²A _

[^kср ^{(1 - A)} + ^ср • ^A]²

_ (1 + V ²)(1 -A) + (1 + У/)- %• A (1 - A + x • A)²

2

V² -V- > (1-A) •!

⁽x

начальным обозначениям

Отсюда получается -ⁱ— >(1-A)•) — -1| , возвращаемся

к

V²-Vi² >•'

2

*

¹ + ^{V2    h} + ^hi [ ^kiср

При этом

(V² - V² ) > 0; V > V²; 1>1-li. > z; z _- 1* .

1 + V²    h- h,

В табл. 2.10 приведем значения z для различных значений

^hi ^k i

— и

^h Кр

Таблица 2.10

Из условия -— > z следует V² - (1 + V²) • z > V². При

1 + V ²

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.

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

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 V,², = 0,053. Понятно, что при одинаковой средней проницаемости объединяемых пластов или отказе от объединения пластов такая неоднородность равна нулю V,², = 0,000.

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

на основе формулы для текущего дебита нефти

и формулы для расчетного текущего дебита жидкости

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

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

_- q_ *

⁽    -О¹-1 *

1 - e ^Q°°"

(

— • | 1

^*

^Q0 _ ^Q0 • I ^{1 e}

^Q0i

^Q0I

( _- ^q0 *    ( _-^q0 • ^K •t*

Qfo _ Qf0 11 - e ^Qf0 I _Q™ —F-|1 -e ^{Q00 F—f}

(    -т ——3— *

Qf 00 • v F • | 1 - e ^F •^—F I _ Qf

-.1*    ( -т *

v • 11 - e ^v| _ 1; v_F • 11 - e    ^F'^—F

1 - A • v

В табл. 2.11 вносятся величины v и v_F, затем величины Q0 _

_ Qn K₃ •v и QF₀ _ Qn •F^v_F, затем величины годовых темпов (интенсивностей) отборов извлекаемых запасов нефти и расчетных

извлекаемых запасов жидкости I _-^q0- и I_F _-^q-, а

^Q0+^{05 q}0    ^qF 0+⁰’⁵• ^qo

^q1

N0:

И ⁹_N _

величины

^{2 Q}F 0 + ⁰’^5q1

для уравнения

числа работающих скважин.

Таблица 2.11

Расчет основных технологических параметров при объединении нефтяных пластов в эксплуатационные объекты

Варианты разработки многопластового месторождения

Па!амет!ы

Число эксплуатационных объектов

Число пластов в эксплуатационном объекте п_пл Число слоев в объекте п_сл Внутрислойная    зональная

неоднородность V^

Расчет межслойной неоднородности V,²,

Внутрислойная неоднородность (неравномерность)

V_,²

Межпластовая    неоднород

ность по их средней проницаемости V,²,,

Расчетная послойная неод-но!одность

V² _ (V,²+1)(V,2+1)(Vi+1)-1

—зн

—зк

А^—3 = ^—з_ж ^{- —}зн

Весовая предельная обводненность А₂

Коэффициент    различия

физических свойств |i₀ Расчетная предельная обводненность А

Коэффициент использования    подвижных    запасов

нефти К₃

Определение    расчетной

предельной    обводненности

0, 422 - К_з

—    _-    K

•‘'¦ЯР    •*'¦ зн

4

1

2

1,4

2

2

4

1,4

1

4

8

1,4

V² +1

--1_ 0,412

V² +1

--1_ 0,778

V² +1

--1 _ 1,043

V² +1

V² + 1

V²

-J* +1

п

п

п

0,25

0,000

0,769

0,226

0,875

0,650

0,9

21

0,3

0,422

0,3

0,25

0,053

1,340

0,146

0,778

0,632

21

0,422

0,437

0,25

0,130

1

0,110

0,703

0,593

21

0,422

0,525

A

Экономические величины:

выручка в t-м году

С_к • q^(t) = 150 • q^(t) тыс. $;

С_к = 150 $ - цена 1 т нефти; q^(t) - годовая добыча нефти в т

тыс. т;

капитальные затраты в t-м году

31 •Ап 0⁾ _ 500 • Ап 0°;

*'~Л Г" Г\ Г\ ^тыс.$    .    .    (t)

3_К _ 500 - - капитальные затраты на 1 скважину; Ап0    -

СКВ.

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

текущие затраты в t-м году

з; • п^(Л + 3" • qF^t2 _ 10 • п⁽⁰ + 2,5 • qF^t2;

3^ = 10 тыс. $ - годовые текущие затраты на эксплуатацию

1 скважины; п^(Л) - число действующих скважин; 3“ _ 2,5 $ -82 текущие затраты на 1 т жидкости; <772 - весовой дебит жидкости в тыс. т в t-м году;

формула потока наличных денег в t-м году

П^(t) _ С_к • q^(t) - 31 • Ап 0° - 3; • п⁽⁰ - 3” • qF^t) _

_ 1 50• q^(t) -500•Ап⁽₀°-1 0• п⁽° -2,5• q®; накопленный поток наличных денег

!П⁽«;

i _

дисконтированный поток наличных денег в t-м году

П^(t)    _    П^(t) .

(1 + x)^{t - 1}    1,1 ^{j - 1}

накопленный дисконтированный поток наличных денег

I П⁽ⁱ⁾ _ I П⁽ⁱ⁾

¹ (1 + x)^{i-1_ 1}11ⁱ-¹

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 неоднородностей 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-

В a p и а н т 1 разработки многопластового месторождения

iA x I 0 I 0 „ Ё ' А й I Ё А Ё у I 0 I 0 I Ё ' А й I Ё A 0 0 I X A X П A I Ё

и-жг 2.13

В а р и а н т 2 разработки многопластового месторождения

iA x I О I 0 „ Ё ' А 0 I Ё А Ё у I О I О I Ё ' А 0 I Ё А 0 О I X А X П А I Ё

В а р и а н т 3 разработки многопластового месторождения

i А x I О I О „ Ё ' А 0 I Ё А Ё у I О I О I Ё ' А 0 I Ё А 0 О I X А X П А I Ё

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 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.

Й-1Ё~Ф 2.15

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

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 однопластовые, 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

В 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 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