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

Подождите немного. Документ загружается.

П ри избирательном действии реагента, т.е. при изоляци и

только в пределах (1 - Y ) - доли обводненной толщ ины н еф 

тяных пластов, в пределах Y - доли необводненной толщ ины

неф тяны х пластов с первоначальной неф тенасы щ енностью

вообще не было бы изоляции и вскоре не было бы и золяци и

всего эксплуатационного объекта. К ак это происходит, схема

тично показано на рис. 3.2.

Рис. 3.2. Схема обводнения:

$ - до проведения изоляции; b - сразу после проведения изоляции; с - вско

ре после проведения изоляции; 1 - вода; 2 - нефть; 3 - непроницаемые

прослои; 4 - изоляция

194

Видно, что в монолитном слое (пласте) вскоре после прове

дения изоляции вода обойдет преграду и в преж ней пропорции

будет поступать в скважину, только уменьш ится дебит н еф ти.

Защ итой от воды мож ет бы ть только полная изоляция слоя

(пласта) от одного разделяю щ его непроницаем ого прослоя до

другого такого прослоя.

Д алее по методике проектирования разработки н еф тяны х

месторож дений [8 , 9] д ля типичны х элементов неф тян ы х за 

леж ей были сделаны расчеты характери стики использования

подвиж ны х запасов нефти: в зависим ости от A2 - весовой пр е

дельной доли вытесняю щ его агента в дебите жидкости добы

вающей скважины и от ^ 0 - коэф ф ициен та различия ф изи ч ес

ких свойств нефти и вытесняющ его агента были определены

значения

A - расчетной предельной доли агента; в зависим ос

ти от V 2 - расчетной послойной неоднородности эксп луатаци

онного объекта и A - расчетной предельной доли агента были

определены значения K 3 - коэф ф иц и ента (доли ) использова

ния подвиж ны х запасов неф ти и F - расчетного отбора ж ид

кости в долях подвиж ны х запасов нефти; затем с учетом

^ 0 -

ко эф ф иц иента различи я ф и зических свойств неф ти и агента

от зн ачений F - расчетны х относительны х отборов ж идкости

переш ли к значениям F 2 - весовых относительны х отборов

жидкости в долях подвиж ны х запасов неф ти, затем определи

ли -KF2- - соотнош ение весовых суммарных отборов жидкости и

нефти. П ри этом неравномерность вытеснения нефти агентом

в пределах слоя (п ласта) бы ла задана квадратом коэф ф ициен 

та вариации V

2 = 0,333. Бы ли рассм отрены три варианта, р а з 

личные по величине V 2 - расчетной послойной неоднороднос

ти. В первом из них все слои (пл асты ) одинаковы по средней

проницаем ости и поэтому в целом у трех слоев (пластов) та

кая ж е расчетная послойная неоднородность, как у отдельного

слоя, равная V

2 = 0,333. Во втором варианте соотнош ение

средних проницаемостей слоев (пластов) следующ ее: 1:2:4; и

поэтому в целом у трех слоев (пластов) расчетная послойная

неоднородность равна V 2 = 0,714. В третьем варианте соотно

ш ение средних проницаемостей слоев (пластов) следующее:

1:3:9; и поэтому в целом у трех слоев (пластов) расчетная по

слойная неоднородность равна V 2 = 1,782.

Результаты проведенны х расчетов представлены в

табл. 3.17.

Б лагодаря изоляции обводненны х нефтяны х слоев (пласто в),

195

it-iETt 317

Характеристика извлечения подвижных запасов нефти при различной весовой предельной обводненности

добывающих скважин, различных физических свойствах нефти

(коэффициент различия физических свойств нефти и вытесняющей воды |i0)

и различном соотношении проницаемостей трех слоев (пластов)

Пока

Все три слоя (пласта) одинаковы

по производительности и средней

проницаемости

V2 - 0,333

Все три слоя (пласта) одинаковы

ны по средней

по производительности, но различ-

проницаемости

зате

ль

Соотношение

проницаемостей: 1:2:4

0 - 0,714

Соотношение

проницаемостей: 1:3:9

2 - 1,782

V-0 V-0

1 3 10 30 100

1 3 10 30 100 I 3 10 30 1 00

CO ю О

0, 0, 0,

А 0,980

0,950

0,900

0,942

0,864

0,750

0,831

0,655

0,474

0,620

0,388

0,231

0,3129

0,160

0,083

0,980

0,950

0,900

0,942

0,864

0,750

0,831

0,655

0,474

0,620

0,388

0,231

0,329

0,160

0,083

0,980

0,950

0,900

0,942

0,8(54

0,750

0,831

0,655

0,474

0,620

0,388

0,231

0,329

0,160

0,083

,9 ,9 ,9

0, 0, 0,

Кз

0,956

0,939

0,910

0,934

0,889

0,882

0,869

0,767

0,661

0,746

0,611

0,520

0,577

0,478

0,433

0,873

0,854

0,821

0,848

0,798

0,724

0,776

0,662

0,545

0,640

0,489

0,388

0,451

0,342

0,292

0,705

0,687

0,657

0,682

0,635

0,567

0,615

0,509

0,400

0,488

0,349

0,254

0,313

0,211

0,165

0,98

0,95

0,90

F 2,666

2,132

1,727

2,045

1,548

1,193

1,421

1,005

0,760

0,949

0,671

0,538

0,618

0,487

0,436

2,773

2,179

1,730

2,083

1,531

1,136

1,390

0,928

0,654

0,865

0,556

0,408

0,497

0,351

0,294

2,470

1,918

1,501

1,829

1,316

0,950

1,185

0,756

0,502

0,697

0,411

0,273

0,355

0,220

0,167

0,98

0,95

0,90

2,666

2,132

1,727

4,267

2,867

1,935

6,390

3,153

1,643

6,826

2,413

1,073

4,657

1,315

0,646

2,773

2,176

1,730

4,553

2,997

1,960

6,910

3,322

1,635

7,930

2,499

0,988

5,051

1,242

0,492

2,470

1,918

1,501

4,123

2,667

1,716

6,315

2,973

1,414

9,314

2,209

0,826

4,526

1,075

0,385

0,98

0,95

0,90

Кз

2,789

2,271

1,898

4,567

3,226

2,353

7,349

4, 111

2,485

9,144

3,948

2,066

8,074

2,750

1,491

3,176

2,548

2,107

5,369

3,756

2,707

8,912

5,618

3,000

11,500

5,110

2,550

11,200

3,630

1,680

3,504

2,793

2,286

6,045

4,216

3,029

10,264

5,837

3,533

23,266

6,338

3,251

14,459

5,089

2,331

0,98

0,95

0,90

у- КЗ

V Кз

1,095

1,100

1,108

1,101

1,114

1,135

1,120

1,159

1,213

1,166

1,249

1,340

1,279

1,398

1,483

1,356

1,367

1,385

1,370

1,400

1,450

1,413

1,507

1,653

1,529

1,751

2,047

1,843

2,265

2,624

достигш их заданной предельной обводненности, второй и тре

тий варианты по своим интегральным показателям переходят

(п ревращ аю тся) в первы й вариант.

Суммарный отбор ж идкости сильно зависит от - коэф 

ф и циента различия ф изич еских свойств нефти и агента, но

несильно зависит от V 2 - общей расчетной послойной неодно

родности.

Суммарный отбор нефти также зависит от ^ 0 - к оэф ф и ц и 

ента различ ия ф изических свойств неф ти и агента, но такж е

сильно зависит от V 2 - расчетной послойной неоднородности.

Поэтому в табл. 3.17 приведены значения v - относительного

уменьш ения сум марного отбора нефти при увеличении от V 2 -

расчетной послойной неоднородности, но при прочих равн ы х

условиях.

П ри переходе от второго и третьего вариантов к первому

варианту этот коэф ф и циент показы вает увеличение суммарно

го отбора нефти.

Видно, что переход от третьего вари анта к первому вар и ан

ту (от V 2 = 1,782 к V 2 = 0,333) увеличивает сумм арны й отбор

неф ти: при средней и повыш енной вязкости неф ти (ц 0 от 1 до

10) в 1,4-1,6 раза, при высокой, сверхвы сокой и ультравысо-

кой вязкости (ц 0 от 30 до 100) в 1,6-2,6 раза. Рассм отренны е

здесь варианты эксплуатационны х объектов являю тся естест

венными, созданными природой. Д ля определения эф ф екти в

ности изоляции в чистом виде будем считать эти эксплуатаци

онны е объекты одинаковыми по всему другому (по начальному

максимальному дебиту нефти и начальны м подвиж ны м запасам

неф ти), кроме меж слойной (меж пластовой) неоднородности по

проницаемости. П оочередная изоляци я более проницаемы х слоев

(п ластов) не ум еньш ает начальны й м аксим альны й (ам плитуд

ны й) дебит, только уменьш ает попутный отбор вытесняю щ его

агента, холостую прокачку вытесняю щего агента, продлевает

отбор нефти и увеличивает нефтеотдачу пластов.

Д алее обратимся к ситуации с искусственно созданными

объектами, когда из нескольких пластов (конкретно, из трех )

был образован общий эксплуатационны й объект. П ри реш ении

вопроса об образовании из нескольких неф тян ы х пластов од

ного общего эксплуатационного объекта долж ен быть прим енен

наш критерий рациональности [2]. В ажно отметить, что при

объединении пластов число сам остоятельных сеток скваж ин и

соответственно общее число скважин уменьш аю тся в несколь

ко раз.

Коротко, суть этого критерия рациональности состоит в

том, что объединение нескольких неф тяны х пластов считается

197

целесообразным , если при обязательном отборе заданны х

(утверж ден ны х) извлекаем ых запасов неф ти происходит уве

личение среднего дебита неф ти на проектную скважину, кото

рый представляет собой произведение начального максим аль

ного (амплитудного) дебита и средней доли нефти в суммар

ном отборе ж идкости. П ри объединении нескольких неф тян ы х

пластов обычно увеличивается их общ ая неравном ерность вы

теснения нефти - увеличивается величина V 2 - расчетной по

слойной неоднородности по проницаемости (в первом варианте

не увеличивается, а во втором и третьем вариантах увеличива

ется). Соответственно уменьшается средняя доля неф ти в р ас

четном суммарном отборе ж идкости

(1 - АСр) = e-aV2,

где а = (1,25-K 3)4 при условии, что K3 - заданны й коэф ф ици 

ент использования подвиж ны х запасов нефти равен или

больш е 0,7 и равен или меньше 0,9.

Если неф тяны е пласты не отличаю тся или мало отличаю т

ся по величине репрессии и депрессии, то критерий р ац и о н аль

ности прин имает следующ ий вид: In-n^ > a-(V,2, - V,2), где -

n, n

соотнош ение числа неф тян ы х пластов - соотношение ампли

тудных дебитов по двум уравниваемым вариантам, V,2, и V,2 -

значения общей расчетной послойной неоднородности по тем

же вариантам. Если выполняется условие критерия раци о

нальности, то принимается вариант с числом неф тяны х плас

тов n,,.

По данному критерию рациональности при

.........

0,7 0,8 0,9

..........

0,586 1,000 1,602

второй вариант объединения трех пластов

ln3 = 1,099 > а-(0,714 - 0,333) = а-0,381

во всех рассмотренных случаях является рациональны м

1.099 > 0,586-0,381 = 0,223;

1.099 > 1,000-0,381 = 0,381;

1.099 > 1,602-0,381 = 0,610,

тогда как третий вариант объединения трех пластов

ln3 = 1,099 > а -(1 ,782 - 0,333) = а-1,449

198

во многих рассм отренны х случаях не является рациональным

и не был бы рекомендован

1.099 > 0,586-1,449 = 0,849;

1.099 < 1,000-1,449 = 1,449;

1.099 < 1,602-1,449 = 2,322.

О днако благодаря созданному химическому реагенту и по

явивш ейся возможности качественной изоляции обводненных

обособленных неф тяны х слоев и пластов даж е в условиях тре

тьего варианта с очень высокой м еж слойной (м еж пластовой)

неоднородностью по проницаем ости (разли чие по средней

проницаем ости в 3 -9 раз) возможно объединение пластов в

один общ ий эксплуатационны й объект и соответственно значи

тельное уменьш ение общ его числа проектны х скважин

(конкретно в третьем варианте в 3 раза).

Если учесть, что экономические затраты на химический ре

агент и проведение рем онтно-изоляционны х работ по скваж и

нам минимальные, составляю т всего единицы процентов стои

мости самой скваж ины , то ясно, что изоляцию обводненных

обособленных неф тяны х слоев и пластов надо осущ ествлять в

больш их масш табах, почти повсеместно, по всем скваж инам,

где возникает в этом необходимость. Но для этого надо уметь

безошибочно вы делять обводненные обособленны е неф тян ы е

слои и пласты , определять их индивидуальные дебиты жидко

сти и обводненности.

Таким образом, здесь бы ла п оказана высокая технологичес

кая (а потому и эконом ическая) эфф ективность изоляц ии обо

собленны х неф тяны х слоев и пластов, в первую очередь до

стигш их индивидуальной предельно вы сокой обводненности,

чтобы продолж ать успеш ную эксплуатацию остальных м енее

обводненны х и необводненных неф тяны х слоев и пластов. Т а

кую изоляцию мож но осущ ествлять в больш их масш табах поч

ти по всем скважинам, эксплуатирую щ им много неф тяны х сло

ев и пластов. Это расш иряет пределы эф ф ективного прим ене

ния многопластовы х скважин.

Глава 4

РАСЧЕТ РАЗРАБОТКИ

НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

4.1. РАСЧЕТ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ

ВЕРТИКАЛЬНЫМИ И ГОРИЗОНТАЛЬНЫМИ

СКВАЖИНАМИ

П роцесс извлечения запасов нефти из неф тян ы х пластов

характеризуется четы рьм я параметрами: общим дебитом н еф ти

всей системы скважин, подвиж ны ми запасами неф ти, показа

телем неравномерности вытеснения нефти агентом в п ределах

типичного (среднего) элем ента неф тяной залеж и и к о эф ф и

циентом разли чи я физических свойств нефти и вытесняю щ его

агента, которые обозначим q Q, Q n, V 2 и ^q.

Если эти параметры известны, то тогда, используя уравне

ния разработки н ефтяной залеж и, можно рассчитать:

динамику добычи нефти

q(t) =

qQt)

Q(t) + j ■ qO°

IqQ 0

■ 2 q(l)l ;

динамику добычи жидкости

qF2)=q(t)+(F0 - q(t)) ) qFt);

(t)

QFo + - ■ qO

и динамику числа работающ их скваж ин

Ф . .

q(t)

$ 2^Q<()

2Q (0) + 2 ■ qQ

()

q(t)

fQ ■ n()

---

n Q '

()

а также годовую потребность в текущ их ремонтах скважин

200

An1P = — • n(t)

' Tt

и в капитальны х ремонтах или дублировании скваж ин

A n jp = - • n(t).

В этих ф орм улах: Q 0) - начальны е извлекаем ые запасы

нефти; Qp0) - расчетны е начальные извлекаем ы е запасы ж ид

кости, которые определяю тся через начальные подвижны е за

пасы неф ти Q ^ с учетом показателя неравном ерности

(неоднородности) V 2 и А - расчетной предельной доли вы тес

няю щ его агента в дебите жидкости добы вающ ей скважины ,

которая прямо связана с A2 - предельной весовой долей агента

в весовом дебите ж идкости добы ваю щ ей скважины

(I - А2) • + А2

Q ) = Q t) • K3; (QFO) = Q(0 • F;

Кз = КзН + (КзК - КзН) • А;

F = К зн + К - К зн) • I n

-------

; I - А = е

0 - А

Кзк- Кз = е Кзк-Кзн • F - Кз = Jn .;

К - К * К - К

- -

К =

_____

1 ; к =

зн = T ’ ^ зк = '

12 + 4,2 • V 2

П ри проектировании разработки неф тяны х залеж ей неред-

,« = q • n(t)- Q(t;

Io = 4o n o ; Qo

ко вполне возможно бы вает принять q(t) = qj • no); Q()

Qq • no); qFo = QfIo • no)- Тогда уравнения разработки неф тяной

O O’ Fo Fo O

залеж и принимаю т вид

q(t) qO . Iq I . n(t)

I 0 I

Q0 + _ • qO

%QO • п04) - | q(i)(;

201

0.95 + 0.25 • V 2

q> - q«) + ( - q » )

Напомним, что в приведенных уравнениях разработки н еф 

тяной залеж и величины nQ) , <3 Q и

fQF0 берутся на середину

рассматриваемого t -го года разработки; что величина коэф ф и 

циента различ ия ф и зических свойств неф ти и вытесняю щ его

агента определяется по идее точечно сосредоточенны х ф и л ь т

рационны х сопротивлений по следующ ей формуле:

V Q - 1 ■ ( + V,

где V* - соотнош ение подвиж ностей вытесняющ его агента и

неф ти в пластовы х условиях; у, - вес агента, замещаю щ его

единицу веса нефти (без учета веса растворенного в ней газа)

в пластовы х условиях; что Q n - подвижные запасы неф ти ,

равные общим геологическим запасам нефти Q а, умноженным

на коэф ф и ц иент сети K 1, к оэф ф ици ент вытеснения K 2 и ко

эф ф ициен т надеж ности К 40, если только не осущ ествляется

дублирование аварийно выбывш их скваж ин:

при дублировании

Q u = q A ■ K i ■ K2;

без дублирования

Qn = Q a ■ Ki ■ K 2 ■ K4>.

Величины Q n - подвиж ны х запасов нефти и V0 - к о эф ф и

циента различ ия ф и зических свойств неф ти и вытесняю щ его

агента, не зависящ ие или слабо зависящ ие от вида скваж ин

(вертикальны е они или гори зонтальн ы е), определяю тся изве

стным путем и здесь считаю тся постоянными.

202

Здесь определяю тся важ нейш ие параметры, сильно зави

сящ ие от вида скваж ин (вертикальны е или горизонтальн ы е), а

именно: q 0 - амплитудный дебит скважин (кром е влияни я зо

нальной неоднородности по проницаемости слоев и пластов на

сниж ение средней проницаемости для ф ильтрацион ного пото

ка и влияния малого числа исследованны х скважин на надеж 

ность определения динамики добычи неф ти ) и V

2 - общая не

равном ерность вы теснения неф ти агентом. Д елается это для

различны х схем размещ ения вертикальны х и горизонтальны х,

добы ваю щ их и нагнетательны х скважин.

Н а рис. 4.1 изображ ены схемы размещ ения вертикальны х

скважин.

Н а рис. 4.2, J однорядная, добывающ ая горизонтальная

скваж ина заменяет одну вертикальную . Н а рис. 4.2, b одно

рядная, добываю щ ая горизонтальная скваж ина заменяет две

вер-тикальны е. Схема рис. 4.2, с аналогична схеме рис. 4.2, b,

но

Рис. 4.1. Схемы размещения вертикальных скважин:

J - пятирЁ^ная; b - тре х рЕ^ная; с - однородная; d - площадная 5-точечная;

e - площадная обращенная 9-точечная; 1 - вертикальная добывающая скважи

на; 2 - вертикальная нагнетательная скважина

203