Лысенко В.Д., Грайфер В.И. Разработка малопродуктивных нефтяных месторождений
Подождите немного. Документ загружается.
ги берем соответствующую функцию Y(г). При V2 _ V2, _ Vn2 =
= 0,667 получается V/ = 1,779, берем таблицу 11 для V/ =
= 1,667, тогда искомая доля получается равной
[Y(z < 0,1111) + 1 - Y(г > 9)] =
_ 0,1821 + (0,2709 - 0,1821)- (0’1Ш - °’083) +1 - 0,9987 _ 0,2131,
(0,167 - 0,083)
или 21,3 %.
При V2 _ V2, _ Vn2 = 1 получается V2 = 3, берем табл. 12
для V2 = 2,5, тогда искомая доля получается равной
[Y(z < 0,1111) + 1 - Y(г > 9)] =
_0,3352-+1 - 0,9968 _ 0,3011, или 30,1 %.
0,125
Как видно, полученные доли 21,3 % и 30,1 % вполне согла
суются с фактической долей случаев 23,3 %.
Если эти 7 скважин исключить из рассмотрения, то по ос
тальным 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 оп
ределять долю участия в дебите скважин отдельно каждого из
пяти пластов (верея, башкира, тулы, бобрика и турне), входя
щих в один общий эксплуатационный объект. Результаты э тих
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 тула. Его средняя до
ля 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
№мер
п/п
№мер
скважины
Дата
Доли в добыче нефти скважины по пластам
верей башкир тула бобрик 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
02.08
25.08
11.10
20.10
15.11
0,18
0,06
0,02
0,10
0,29
0,39
0,17
0,14
0,06
0,00
0,60
0,13
0,16
0,18
0,38
0,42
0,00
0,19
0,29
0,33
0,27
0,30
0,46
0,98
0,11
0,29
0,12
0,38
8 1309 22.02
02.08
25.08
11.10
19.10
15.11
0,28
0,24
0,16
0,70
0,40
0,36
0,36
0,08
0,09
0,06
0,06
0,22
0,34
0,14
0,64
0,67
0,78
0,24
0,38
0,30
0,50
95
Продолжение табл. 2.17
Номер Номер Дата
Доли в добыче нефти скважины по пластам
п/п скважины верей башкир тула бобрик турне
9 1310 22.02
02.08
25.08
11.10
19.10
15.11
0,00
0,25
0,17
0,00
0,62
0,44
0,25
0,24
0,44
0,17
0,07
0,14
0,20
0,21
0,46
0,17
0,31
0,42
0,16
0,32
0,30
0,30
0,14
0,35
0,51
0,08
0,04
0,24
10 1310 22.02 0,05 0,08 0,87
11 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 добытче нефти скважины по пластам
п/п скважины верей башкир тула бобрик 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, объе
динены пласты верей, башкир и турне.
В рассмотренных 24 скважинах все перфорированные неф
тяные пласты работают!
По пластам доля случаев, когда доля пласта в дебите сква
жины меньше 15 %, составляет: по верею около 30 %, по башки
ру 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 проницае
мости.
За прошедшие годы примерно у половины добывающих
скважин Енорусскинского месторождения с помощью глубин
ных 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 чувстви
тельности глубинных расходомеров только в половине случаев
получены количественные определенные ответы - дебиты пла
стов в % от дебитов скважин; в другой половине случаев полу
чены 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 объеди
нения нефтяных пластов в эксплуатационные объекты - о том,
Таблица 2.18
Распределение дебита нефти в скважинах но пластам, доли
Номер
п/п
Скважина
Нес)тяные пласты
Средний карбон
(СК)
Нижний карбон (НК)
Верей Башкир Тула Бобрик Турне
1 303 0,135 0,865
2 1308 0,109 0,281 0,145 0,465
3 1370 0,250 0,750
4 1379 0,230 0,090 0,680
5 1391 0,260 0,300 0,440
98
что объединенные в эксплуатационные объекты пласты не бу
дут вместе работать, не подтверждаются.
С учетом определения продуктивности отдельных пластов
при их последовательном освоении в скважинах, а также оп
ределений их дебитов глубинными расходомерами и доли пла
стов 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 экс
плуатируемых пластов равно — = 2,923 а 3;
26
лучшими в эксплуатационном объекте были пласты:
верей - 4 случая из 21 возможного;
башкир - 6 случаев из 23 возможных;
тула - 9 случаев из 14 возможных;
турне - 7 случаев из 14 возможных;
отсюда можно заключить о высокой зональной неоднород
ности каждого из нефтяных пластов;
если выделить лучшие нефтяные пласты в объектах и про
суммировать 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 объ
ектах практически невозможно; ясно, что обязательно надо
вскрывать и перфорировать нефтяные пласты нижнего карбо
на (тула, бобрик, турне);
отсюда следует, что благодаря совместной разработке неф
тяных пластов отбор нефти на скважину уже увеличился в
2,923 раза и в сумме по 26 скважинам увеличился на
157 937 • А923-1 = 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
сква
жины
Накопленные отборы нефти, т
Число
плас
тов
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 113 305
- - -
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 за
трат уже составляет 25 + 26 = 51 млн. $.
Приведенные результаты показывает высокую экономичес
кую эффективность объединения нефтяных пластов в эксплуа
тационный объект с общей сеткой добывающих и эксплуатаци
онных скважин. Но при этом следует подчеркнуть, что боль
шое сокращение общего числа скважин повышает значимость
каждой отдельной запроектированной скважины, и поэтому
необходимо повышенное качество бурения и эксплуатации
скважин.
2.9. ВОЗМОЖНАЯ УТЕЧКА НЕФТИ ЗА ПРЕДЕЛЫ
НЕБОЛЬШОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ
Будем рассматривать работу ячейки скважин с центр альной
нагнетательной скважиной и окружающими добывающими, ко
торая находится в пределах небольшой нефтяной залежи. Бу
дем 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 P CH, Pc, Рпл, Р плк и
Р пл0 - соответственно забойное давление нагнетательной сква
жины, забойное давление добывающей скважины, пластовое
давление внутри ячейки скважин, пластовое давление на ли
нии размещения добывающих скважин и первоначальное плас
товое давление на границе нефтяной залежи: ш н, Q , ш и Q v -
фильтрационные сопротивления соответственно: зоны нагне
тательной скважины, внешнее - области между зоной нагнета
тельной скважины и линией добывающих скважин, внутрен
нее - m добывающих скважин, внешнее - области между ли
нией 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 первона
чального пластового давления (Р пл0) на границе залежи может
быть вполне удовлетворительным.
При этом уравнение закачки воды будет
P - P
п _ ± сн ± плк _ у. ,(п _ P V
Чн = ^ = I 4 сн ^плк^’
ш н + Q
соответственно уравнение добычи нефти
q = = ^2 • (P ^ - Pc)
ш
и уравнение утечки нефти
P - P
_ * плк пл0 _ /р P \
Чу _ _ л 3 ^плк пл0' •
Qv
102
При равенстве закачки воды сумме добычи нефти и утечки
нефти
Ян = q + qy;
X f P - Рплк) = Х2-(РПЛК - P c) + Х3-(РПЛК - Рпл0>
получается формула пластового давления на линии добываю
щих скважин
P Рсн * X1 + Pc * x2 + Рпл0 * x3
-L п
плк
X1 + X1 + Х3
При этом уравнение закачки воды будет
Я _ x * % P Рсн * X1 + pC * Х2 + Рпл0 * x3 ( _ X1 * x2 * ( P P )
qH _ Х! I Рсн
---------------------------------
1
-----------------
(РСН - Рс) ■
& X1 + Х2 + Х3 ) X1 + X2 + Х3
, Х1 * x3 .(P P V
+ V-* сн -* пл0-'?
X1 + X2 + X3
соответственно уравнение добычи нефти
Я _ X2 *| Рсн * xI + Рс * X2 + Рпл0 * X3 - Рс* _ xI * X2 * (Рсн - Рс) +
& X1 + X2 + X3 I X1 + X2 + X3
, X1 x3 .(и и \
+ V Рпл0 - Рс / >
X1 + X 2 + X3
и уравнение утечки нефти
q x * % Рсн * X1 + Рс * x2 + Рпл0 * x3 Р ( X 1 * x3 * ( Р Р )
Уу _ л 3 I
---------------------------------
рпл0 I
-----------------
'■-гсн - рпл0/ '
& X1 + X2 + X3 I X1 + X2 + X 3
X1 + X2 + X3
' (Рпл0 - Рс) -
В аналогичном виде представим формулу пластового давле
ния на линии расположения добывающих скважин
Р _ р * X1
_____
, р * x 2
____
, р
Г плк Г сн + Г C + -L п
X1 + X2 + X3 X1 + X2 + X3 X1 + X 2 + X3
Теперь определим величину фильтрационных сопротивле
ний:
103
X
3