Лысенко В.Д., Грайфер В.И. Разработка малопродуктивных нефтяных месторождений

Подождите немного. Документ загружается.

Отсюда получается величина Vn - межиластовой неодно

родности

(Vn2 +1) = °’355,10 = 1,096; Vn2 = 0,096.

1,82

. I

При — = 1,706, (Vn2 +1) = 1,5, V2 = 1 и q P = 4 условие целесооб-

а q<y

разности объединения нефтяных пластов приобретает кон

кретный вид

( 1 +1

1706 • ln4 +11 — = 1,610 > 1,096.

1,5 ) 1 +1

Таким образом, условие целесообразности объединения

нефтяных пластов в один общий эксплуатационный объект

выполняется.

Далее усложним исходные данные: учтем, что между двумя

парами нефтяных пластов расстояние (по глубине) около

300 м и пластовые давления различаются примерно на 30 ат;

что давления насыщения нефти газом не связаны прямолиней

но с глубиной залегания пластов, а забойные давления по

пластам должны быть равны или больше их давлений насы

щения:

.........

121 120 91 90

1 нас......................

.........

36 60 31 30

- Pc-

...............

..........

85 60 60 60

P™ - Pc--

..............

..........

60 60 60 60

.........

85 30 12 6 2138

q0э• = 3^ 5

.........

60 30 12 6 2108

= 3,130

qoэ•

Здесь Рпл - Pc. - депрессия на нефтяной пласт при раз

дельной разработке; Р пл - Pc.. - депрессия при совместной

разработке;

. n

q<L* = - -У п • (Рпл - Pc-);

114

q<L« =

2 ni

i=1

• (Рпл -

Pc** )

...........

60 30 12 6 2108

...........

5 2 2 1 210

qi/h i

......

12 15 6 6

q2/ hi .... .. 720 450 72 36 21278

Отсюда получается величина V112 - межпластовой неодно

родности

(Vn2 +1) = 1278 40 = 1,096; Vn2 = 0,096.

1082

, I

При — = 1,706, (V12 +1) = 1,5, V 2 = 1 и = 31 3 условие целесо-

а qo-

образности объединения нефтяных пластов приобретает кон

кретный вид

% ( - +1

11,706 • ln3,13 +1 М — = 1,436 > 1,096.

& 1,5 ) 1 +1

Таким образом, получается, что объединять четыре пласта

и разрабатывать их одной сеткой скважин лучше, чем че

тыре пласта разрабатывать раздельно четырьмя сетками

скважин.

Еще раз изменим исходные данные, конкретно, изменим

давление насыщения и соответственно забойное давление у

второго снизу нефтяного пласта:

Рпл-

... 121

120 91 90

Р,пс-

... 36

35 31 30

1 пл

- Pc

........

.. 85 85 60 60

Рпл

- Pc

........

.. 60 60 60 60

0э *

.. 85 42,5 12 6 2145,5 q1 *= 36,375

’ 70э*

.. 60 30 12 6

~ qn * *

2108 0э = 2,969

Эти изменения несущественны: ln3,13 = 1,141 > ln2,969 =

= 1,088, и условие целесообразности объединения нефтяных

пластов имеет вид

115

( 1 +1

1706 • ln2,969 +11 •4— = 1,399 > 1,096,

1,5 ) 1 +1

т.е. выделение одного эксплуатационного объекта лучше, чем

выделение четырех.

Но можно заметить, что вместе два нижних пласта дают де

бит нефти 85 + 42,5 = 127,5 больше, чем вместе все четыре

пласта 60 + 30 + 12 +

6 = 108. Поэтому начинать разработку

надо с двух нижних пластов и по мере выполнения заданной

технологической функции по нижним пластам скважины будут

переводиться на два верхних пласта. Все равно вместо четы

рех сеток скважин будет применена одна.

Подытожим: здесь был дан критерий целесообразности объ

единения нефтяных пластов в один общий эксплуатационный

объект. Этот критерий имеет довольно универсальный вид. Он

учитывает:

1 - внутрислойную неравномерность вытеснения нефти,

включая сюда геометрическую неравномерность вытеснения;

2 - межслойную неравномерность вытеснения нефти (и

межпластовую тоже), обусловленную хаотической зональной

неоднородностью слоев по проницаемости;

3 - также учитывает устойчивую неоднородность слоев и

пластов по их средней проницаемости.

Данный критерий отвечает на вопрос: целесообразно или

нет представленную группу нефтяных пластов объединять в

один общий эксплуатационный объект. А выделение самих

групп пластов - это другой вопрос, который надо решить до

применения критерия.

Данный критерий довольно прост, поэтому применим в до

вольно сложных ситуациях.

Eltt 3

ёёёАаОаб eAaeAAefaa

дОМйдбТ аСЫеёёиЫОдаа

3.1. ёеёСМСбОраО [С^'дёаёЕаоОёаёа

йТТОаГафдёёГа аОёёёёай[аа

На рассматриваемом нефтяном месторождении по годам из

вестна динамика бурения и ввода в эксплуатацию скважин,

добычи нефти и жидкости, числа работающих скважин. Такие

фактические данные имеются как до проведения мероприятий

по увеличению добычи нефти и нефтеотдачи пластов, так и

после их проведения.

Как на основе этих фактических данных выявить эффект

дополнительно проведенных мероприятий и как выявленный

общий эффект разделить между отдельными мероприятиями?

Но прежде всего необходимо оценить эффективность осу

ществленных проектных мероприятий, чтобы затем оценить

эффективность дополнительных мероприятий.

Для достижения поставленной цели надо использовать

уравнения разработки нефтяной залежи.

Самым важным среди них является уравнение добычи

нефти

середине t-го года; - введенные в разработку начальные

извлекаемые запасы нефти тоже к середине t-го года.

Амплитудный дебит в свою очередь зависит от пср - средне

го коэффициента продуктивности скважин, от п(01') - числа

где q(t) - дебит нефти разрабатываемой залежи в t-й момент

времени или в t-м году (на середину t-го года); q0t) - ампли-

rTWTTTiT-TTT TTdi^TTrT т» глтг" 0 (t) —хги^птт itouiitttI тюЖтчт Т"

тудный дебит в t-м году; Q13

дину t-го года); q0 - ампли-

накопленный отбор нефти к

117

пробуренных и введенных в эксплуатацию скважин и (Р сн -

- Р сэ) - разности забойных давлений нагнетательных и добы

вающих скважин, от ф - функции относительной производи

тельности проектной скважины и других факторов

qt) - ^Пср • Ио'- (Рсн - Рсэ' -ф-1 ,

где новые обозначения: т - число дней работы скважины в го

ду; ^ - поправочный понижающий коэффициент, учитываю

щий отрицательное влияние зональной неоднородности плас

тов и необходимость обеспечения 90%-ной надежности проект

ной добычи нефти. Функция относительной производительно

сти скважины может иметь такой вид (хотя она может быть

значительно более сложной универсальной!):

I I

ф - -

+ I + m

И * mi

где и. - соотношения подвижностей вытесняющего агента и

нефти в пластовых условиях; m - соотношение добывающих и

нагнетательных скважин; mt - соотношение добывающих

скважин первой орбиты и нагнетательных скважин, причем

< m.

Следующим по важности является уравнение добычи жид

кости

яй - ' + (qF' - ')• и о;

I Q(t' &

Я' - * I ' - t ),

где q't' и q't) - весовой и расчетный дебиты жидкости в t-й

момент времени или в t-м году; - коэффициент различия

физических свойств (учет различия плотности и подвижнос

ти) нефти и вытесняющего агента; Q(tD и QFit0' - соответст

венно расчетный накопленный отбор жидкости и введенные в

разработку расчетные начальные извлекаемые запасы жидкос

ти к середине t-го года.

Введенные в разработку начальные извлекаемые запасы

нефти QOt' и расчетные начальные извлекаемые запасы жид

кости QF0 выражаются через величину подвижных запасов

нефти Qn

118

(t)

Q f = Q f • K 3,

Q f = Q(t • F;

K 3 - коэффициент использования подвижных запасов нефти

Q f; F - расчетный суммарный отбор жидкости в долях по

движных запасов нефти Q® ; величины K 3 и F определяются

следующим образом:

K 3 = K 3h + (K 3K - К зн) •А;

F = K 3H + K - / О • In

------

;

1 - А

F - K3H

K3 = K 3k - K - 7 0 • ;

K =

------

• K =

--------

-------

•

зн 2 ’ зк 2 ’

1,2 + 4,2 •У 0,95 + 0,25 •V

g = K h = 0,95 + 0,25•V2 ; у 2 = 0,95- 1,2•б ;

Kзк 1,2 + 4,2V 2 ’ 4,2•g-0,25’

А 2

А =----------2

-------

Cl- А 2) • ^0 + А 2

где А и A2 - соответственно расчетная предельная и весовая

предельная доли агента в дебите жидкости добывающей сква

жины; K3H и K3k - это, прежде всего, параметры линейной за

висимости текущего дебита нефти от накопленного отбора

нефти при фиксированных условиях эксплуатации скважины

(при постоянстве разности пластового и забойного давлений

Рпл - Рсэ = const и постоянстве эксплуатируемого объема неф

тяных пластов, то есть при постоянстве работы соседних до

бывающих и нагнетательных скважин); K3H - доля отбора по

движных запасов нефти за безводный (почти безводный) пе

риод эксплуатации типичной средней добывающей скважины;

K3k - потенциально возможная доля отбора подвижных запасов

нефти по той же добывающей скважине, определяемая путем

экстраполяции линейного отрезка до пересечения с осью на

копленного отбора нефти; V2 - показатель расчетной послой

ной неоднородности эксплуатируемых нефтяных пластов или

119

показатель общей неравномерности вытеснения нефти агентом

в добывающую скважину; 0 - —— - тоже показатель неравно-

Кзк

мерности вытеснения нефти, определяемый по фактическому

обводнению нескольких добывающих скважин.

Обратите внимание, что самая главная зависимость (K 3 -

текущей доли отбора подвижных запасов нефти от величины

А - текущей расчетной доли агента) устанавливается индиви

дуально по отдельным добывающим скважинам, а затем осред-

няется и присваивается типичной средней добывающей сква

жине.

Подвижные запасы нефти Q^ определяются по балансо

вым геологическим запасам нефти Q® с учетом трех коэффи

циентов K ', K 2 и K4.

Первый из них K 1 называется коэффициентом сетки и учи

тывает влияние плотности проектной сетки скважин на фоне

зональной неоднородности и прерывистости нефтяных плас

тов и представляется следующей формулой:

где w - прерывистость или доля неколлектора по площади

распространения обособленных нефтяных слоев и пластов;

- характерный линейный размер или шаг хаотической из

меняемости; S' - нефтяная площадь, приходящаяся на одну

скважину.

Чем больше прерывистость слоев и пластов, чем больше

площадь на скважину и чем меньше шаг хаотической изменяе

мости, тем ниже коэффициент сетки, тем больше потеря запа

сов нефти. Так, если w = 0,3, d = 0,5 км и S' = 16 га =

= 0,'6 км2, то коэффициент сетки равен K ' = 0,944; а если пло

щадь на скважину в четыре раза больше и равна S' = 64 га =

= 0,64 км2, то коэффициент сетки равен K ' = 0,794.

Второй коэффициент K 2 называется коэффициентом вытес

нения, определяется в лабораторных условиях на образцах

породы нефтяных пластов. При вытеснении нефти водой K

обычно бывает в пределах от 0,5 до 0,8. По девонскому гори

зонту Ромашкинского нефтяного месторождения K2 был равен

0,68. Совокупность установленных значений этого коэффици

ента по какому-либо эксплуатационному объекту обычно обла

дает существенной неоднородностью. Поэтому для определения

среднего значения этого коэффициента с удовлетворительной

120

точностью надо исследовать представительную и достаточно

большую совокупность образцов керна, исчисляемую многими

десятками и даже сотнями.

Четвертый коэффициент K4 называется коэффициентом на

дежности системы разработки нефтяной залежи, учитывает

ограниченную долговечность и хаотичность аварийного выхода

из строя скважин. При отсутствии дублирования аварийно

выбывших скважин этот коэффициент представляется следу

ющей очень простой формулой:

K40 = .

1 + Q0

qo • Tc

По этой формуле видно, что чем лучше сделаны скважины

- чем больше их долговечность Tc, чем больше их амплитуд

ный дебит q0 и темп отбора потенциальных извлекаемых запа

сов нефти Q-, чем меньше среднее время отбора этих запа

сов нефти Тср = -2°, тем выше K40 - коэффициент надежности

системы.

Числовой пример. Пусть темп отбора запасов нефти равен

= 0,1 , качество строительства и эксплуатации скважин

Qo год

вполне удовлетворительное и их долговечность равна Tc =

= 50 лет, тогда коэффициент надежности системы разработки

залежи оказывается равным

K40 =

-----

= 0,833.

1 + - 1

0,1 • 50

Произведение приведенных трех коэффициентов при пло

щади на скважину проектной сетки ,S1 = 16 га = 0,16 км2 и при

отсутствии дублирования аварийно выбывших скважин полу

чается равным

K 1-K2- K40 = 0,944-0,68-0,833 = 0,535.

При расчетной послойной неоднородности эксплуатируемых

нефтяных пластов V2 = 0,667, при весовой предельной обвод

ненности отбираемой жидкости А2 = 0,95 и коэффициенте

различия физических свойств нефти и вытесняющей воды ^ 0

= = 3 получаются следующие величины:

121

расчетная предельная доля агента

A - -

-----

-------

-----

095

----

0,864-

A-A2) • И0 + A2 0,05-3 + 0,95

параметры коэффициента использования подвижных запа

сов нефти

Kaa

------

-----

-------

0,25;

'2 + 4,2^ 2 '2 + 4,2^ 0,667 ’ ’

K3k

--------'

-------

---------

--------

0,895;

0,95 + 0,25^У2 0,95 + 0,25^ 0,667

показатель неоднородности нефтяных пластов по фактичес

кому обводнению скважин

0 - £зн-_ °2 1 - 0,279;

K3k 0,895

сам коэффициент использования подвижных запасов нефти

K3 = K3e = (K3k - K J A = 0,25 + (0,895 - 0,25)0,864 = 0,807;

расчетный относительный отбор жидкости в долях подвиж

ных запасов нефти

F - K3h + (K3k - K3h) • In -^ - - 0,25 + (0,895 - 0,25) • In

----

'— - ',537;

зн зк зн ' - A '-0,864 ^

весовой относительный отбор жидкости в долях подвижных

запасов нефти

F2 = K3 + (F - K3h) ^ 0 = 0,807 + (',537 - 0,807)3 = 2,997;

соотношение весовых суммарных отборов жидкости и нефти

Л - 2^97 - 3 7 ' 4;

K3 0,807

средняя весовая доля нефти в суммарном отборе жидкости

K - -0807 - 0,269.

F2 2,997

Коэффициент нефтеотдачи эксплуатируемых нефтяных

пластов представляет собой произведение четырех коэффици

ентов

122

Khd = K 'K 2K K40 = 0,944•0,68•0,807•0,833 = 0,432.

Это было рассчитано при плотности проектной сетки сква

жин S 1 = 16 га/скв.; а если сетку скважин разредить вдвое с

S1 = 16 га/скв. до S1 = 32 га/скв. и соответственно вдвое

уменьшить темп отбора потенциально извлекаемых запасов

нефти с q° п° = 0,10 до q° n° = 0,05 , то коэффициент неф-

Qo год Qo год

теотдачи становится равным

Km = K 1-K2-K3 -K40 = 0,891-0,68-0,807-0,714 = 0,349

или уменьшится в 0,432 = 1,238 раза.

0,349

Для полноты рассматриваемой картины определим значе

ния первого и четвертого коэффициентов K 1 и K40 при раз

личных значениях плотности проектной сетки скважин S1,

общего числа скважин п° и темпа отбора запасов нефти q° n° ;

также определим значения коэффициента нефтеотдачи плас

тов Km при условии, что второй и третий коэффициенты ос

таются неизменными K

2-K3 = 0,68-0,807 = 0,5488.

Таблица 3.1

S1,

га/

скв.

п°

q° -п°

Qo ’

1/год

k °

Значения —— при Тс

Кно

20 30 40 50 60 70

64 200 0,794 0,0125

0,0250

0,2

0,0871

0,3333

0,1452

0,2727

0,1188

0,4286

0,1867

0,333

0,1452

0,2179

0,3846

0,1676

0,5556

0,2421

0,4286

0,1867

0,6

0,2614

0,4667

0,2033

0,6364

0,2773

32 400 0,891 0,0375

0,050

0,4286

0,2096

0,2744

0,5294

0,2588

0,6

0,2934

0,6

0,2934

0,6667

0,326

0,6522

0,3189

0,7143

0,3494

0,6933

0,3385

0,75

0,3667

0,7241

0,354

0,7778

0,3803

16 800 0,944 0,075

1,000

0,6

0,3108

0,6667

0,3454

0,6923

0,3586

0,75

0,3883

0,75

0,3885

0,8

0,4144

0,7895

0,409

0,8333

0,4317

0,8182

0,4239

0,8571

0,444

0,84

0,4351

0,875

0,4533

Представленные в табл. 3.1 результаты расчета конечной

нефтеотдачи пластов, во-первых, соответствуют многим реаль

ным разрабатываемым нефтяным залежам и месторождениям,

во-вторых, являются количественной иллюстрацией различ

ных сторон рассматриваемой довольно сложной проблемы оп

ределения величины конечной нефтеотдачи и выявления воз

можных путей ее увеличения.

123