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

Подождите немного. Документ загружается.

шение подвижностей вытесняющей воды и нефти в пластовых

условиях; т 1 - среднее число добывающих скважин на первой

орбите нагнетательной скважины; т - среднее число добыва

ющих скважин, приходящ ихся на одну нагнетательную сква

жину. При стремлении т к т 1 функция относительной произ

водительности скважины ф возрастает; максимум этой функции

бывает при вполне определенном соотношении добывающих и

нагнетательных скважин

ф = max при т = —н л/й^.

—э

3. Выделение эксплуат ационных объектов.

Рациональное выделение эксплуатационных объектов

(разделение нефтяных пластов на объекты) можно сделать в

соответствии со следующим технологическим критерием, кото

рый предусматривает получение максимума среднего дебита

нефти на проектную скважину за время достижения заданной

нефтеотдачи пластов:

1 K3

q0 —3 = max,

где q0 - амплитудный (начальный максимальны) дебит нефти

на одну проектную скважину; K 3 и F2 - начальные извлекае

мые запасы нефти и жидкости в долях подвижных запасов

нефти.

4. Определение рациональной плотности проектной сетки

скважин

В недавнем прошлом рациональная плотность проектной

сетки скважин определялась по условию достижения максиму

ма народнохозяйственного экономического эффекта. Рацио

нальная нефтяная площадь на скважину Sp получалась при

достижении максимума экономического эффекта Э = max. Т е

перь вместо народнохозяйственной экономической эффектив

ности определяется экономическая эффективность для нефте

добывающего предприятия на месте добычи нефти. При этом

вместо цены нефти на мировом рынке берется цена нефти на

месте ее добычи за вычетом всех налогов.

5. Выбор направления разбуривания и создания сист емы

разработки месторождения.

Рациональное направление от центра месторождения к его

периферии - от более известного более продуктивного и более

надежного к менее известному менее продуктивному и менее

надежному. В процессе бурения проектных разработческих

скважин осуществляется доразведка геологического строения

нефтяных пластов. Поэтому сетка скважин, сначала в 2 -4 раза

более редкая, постепенно сгущается до проектной плотности.

Приведенному порядку выбора системы разработки нефтя

ного месторождения вполне соответствует адаптивная система,

но у нее есть свои особенности:

1. Все практически возможные проектные сетки размещения

скважин составляются из сеток стандартного дихотомического

ряда квадратных сеток, который начинается с квадратной сет

ки 100x100 м или 0,01 км2 = 1 га на скважину и продолжается

путем последовательного разрежения в 2 раза.

S 1: 1, 2, 4, 8 , 16, 32, 64 и 128 га /ск в.

2. Обоснованная специальными технико-экономическими

расчетами для рассматриваемой нефтяной залежи рациональ

ная плотность сетки скважин Sp выполняется при составлении

рациональной сети из двух сеток стандартного дихотомическо

го ряда: одной ближайшей более густой с S.1 и другой бли

жайшей более редкой S.1., которые между собой различаются в

2 раза: S.1. = 2S.1. S.1 < Sp < S.1.; доля нефтяной площади, заня

тая более густой сеткой с S.1, обозначается А; при этом сред

нее число скважин в пределах единицы нефтяной площади

равно

1 = А + 1-А = А + 1 -А

S1 S.1 S.1. S.1 2S.1 ’

отсюда определяется доля нефтяной площади с более густой

сеткой

2S1

А = 1.

Более редкая сетка скважин с S.1. называется стартовой, а

более густая сетка с S.1 называется базовой. Последняя дает

точки возможного размещения скважин. Но действительный

переход от стартовой сетки к базовой сетке совершается толь

ко на части нефтяной площади с более высокой эффективной

толщиной нефтяных пластов, доля этой части равна А.

3. С учетом базовых сеток отдельных эксплуатационных го

ризонтов (нефтяных залеж ей) определяется базовая сетка

скважин в целом всего рассматриваемого нефтяного месторож

дения, которая тоже берется из стандартного дихотомического

ряда сеток и тоже как ближайшая более густая с S 1t :

где S 1 , S 1 , S 1 ,... - базовые сетки скважин 1-го, 2-го, 3-го и

*1 *2 *3

т.д. эксплуатационных горизонтов.

Установленная таким образом базовая сетка скважин всего

месторождения содержит в себе базовые сетки всех эксплуата

ционных горизонтов. Так, получается максимально возможно

равномерная сетка размещения скважин в целом по место

рождению и отдельно по каждому эксплуатационному гори

зонту.

4. Скважины обсаживают 6-дюймовой эксплуатационной ко

лонной и бурят на глубину нескольких или даже всех эксплу

атационных горизонтов.

Благодаря этому скважины, по той или иной причине ока

завшиеся ненужными по своим проектным горизонтам (вместо

продуктивной породы встретили непродуктивную непроницае

мую породу, вместо эффективной нефтяной толщины встрети

ли водяную толщину или уже отобрали извлекаемые запасы

нефти и выполнили там свою технологическую задачу), пере

водят на другие эксплуатационные горизонты и там оказыва

ются полноценными и равноправными с уже существующими

скважинами. По сравнению с другими неадаптивными систе

мами разработки нефтяных месторождений эф фективность

перевода скважин на другие горизонты оказывается выше в два

с лишним раза.

В качестве начального заводнения проектируется площад

ное заводнение по обращенной девятиточечной схеме при со

отношении добывающих и нагнетательных скважин, равном

т = 3. А в начальный период соотношение добывающих и на

гнетательных скважин может быть еще больше, равным т = 7.

От такого начального заводнения проще всего перейти к како

му-то другому заводнению, например к избирательному. Это

может быть сделано по ходу разбуривания эксплуатационных

горизонтов с учетом геолого-физической характеристики плас

тов, установленной по пробуренным и исследованным скважи

нам. Разбуривание идет по направлению от центра месторож

дения к его периферии; и по эксплуатационным горизонтам в

их приконтурной области обязательно будет приконтурное

64 га 32 га 16 га 8 га

Рис. 1.1. Схема дихотомического

ряда квадратных сеток - много

кратное последовательное удвое-

4 га 2 га ние числа скважин

избирательное заводнение через скважины, оказавшиеся с по

вышенной водяной толщиной по продуктивным пластам.

Приведенные рис. 1.1, 1.2, 1.3 и 1.4 илл юстрируют разные

стороны проблемы применения на нефтяных месторождениях

адаптивной системы разработки.

На рис. 1.1 показана часть дихотомического ряда квадрат

ных сеток - многократное последовательное удвоение числа

скважин.

На рис. 1.2 показано сложение нескольких одинаковых

квадратных сеток скважин (двух, трех, четырех). Видно, что

при сложении трех сеток скважин общая сетка оказывается

достаточно равномерной.

На рис. 1.3 показано, как из двух равномерных квадратных

сеток, но разных по плотности (S 1 = 25 и S 1 = 16 г а /с к в ), об

разуется общая неравномерная сетка скважин.

На рис. 1.4 показано, как на месторождении по направле

нию разбуривания постепенно сгущается сетка скважин и

промышленное разбуривание сочетается с доразведкой.

При прочих равных условиях адаптивная система разработ-

Рис. 1.2. Схема сложения нескольких одинаковых квадратных сеток скважин

(двух, трех, четырех)

•

-------

Рис. 1.3. Общая неравномерная сетка скважин

Рис. 1.4. Схема сгущения сетки скважин по направлению разбуривания

ки нефтяных месторождений является более мобильной: она

позволяет быстрее вводить в разработку запасы нефти

(отдельными участками и даже ячейками скважин без вреда

для соседних участков) и быстрее наращивать добычу нефти;

позволяет промышленную разработку одних участков сочетать

с доразведкой других соседних участков; обеспечивает более

полный охват разбуриванием и разработкой геологических за

пасов нефти и более высокий коэффициент нефтеотдачи плас

тов; более эффективно использует капитальные вложения,

произведенные в строительство скважин. Поэтому на новых

нефтяных месторождениях рекомендуется проектировать при

менение адаптивной системы разработки.

Qo ,&»

На слаборазведанных и сложнопостроенных нефтяных и

нефтегазовых месторождениях, в условиях неопределенности

исходной информации о геологическом строении нефтяны х

пластов и о ценах на добываемую нефть, целесообразно про

ектировать адаптивную систему разработки, сочетающую про

мышленную разработку и доразведку нефтяных пластов и поз

воляющую оперативно учитывать изменения геологической и

экономической обстановки.

1.4. ОБ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ПОЛИСИЛА

В НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИНАХ

При огромном разнообразии разведанных и разрабаты вае

мых нефтяных месторождений и их нефтей полезными могут

быть различные химические вещества с разной направленнос

тью действия.

В АО РИ ТЭК создано химическое вещество полисил р аз

ных модификаций. При применении гидрофобного полисила

по специальной технологии в нагнетательных скважинах про

исходит значительное увеличение их коэффициента приемис

тости. Этот факт подтвержден по большому числу нагнета

тельных скважин (более 150 нагнетательных) на месторожде

ниях различных нефтедобывающих районов России и Китая.

Среднее увеличение коэффициента приемистости - в 2-5 раз.

А на одном из месторождений России около 20 до того не ра

ботавших нагнетательных скважин стали нормально работать,

т.е. произошло увеличение их приемистости с нуля в беско

нечное число раз.

Где особенно эффективно применение в нагнетательных

скважинах гидрофобного полисила? Прежде всего на нефтя

ных пластах пониженной, низкой и ультранизкой продуктив

ности, на которых ради достижения экономической рентабель

ности необходимо значительно увеличить добычу нефти и со

ответственно увеличить закачку воды, вытесняющей нефть;

особенно на нефтяных пластах, содержащих нефти низкой и

средней вязкости, на которых при неизменном общем числе

скважин увеличение доли нагнетательных приводит не только

к увеличению начальной добычи нефти, но и к снижению ко

нечной нефтеотдачи пластов. В этих условиях максимальный

начальный (амплитудный) дебит нефти достигается при изве

стной 5-точечной схеме площадного заводнения, где на одну

нагнетательную скважину приходится одна добывающая

m = 1

и все добывающие скважины являю тся стягивающими, к каж

дой из них фронт вытесняющей воды подходит с четырех раз

ных сторон с различной скоростью. При применении вместо

5-точечной схемы обращенной 9-точечной схемы площадного

заводнения число нагнетательных скважин уменьшается в

2 раза, число добывающих скважин увеличивается в 1,5 раза,

соотношение добывающих и нагнетательных становится рав

ным

m = 3 и в 2 раза уменьшается доля запасов нефти стяги

вающих добывающих скважин.

По конкретному рассматриваемому нефтяному месторожде

нию при 5-точечной схеме площадного заводнения увеличение

коэффициента приемистости нагнетательных скважин в v =

= 2 раза увеличивает общий дебит скважин в 1,42 раза, а уве

личение в v = 3 раза увеличивает общий дебит в 1,64 раза.

Применение обращенной 9-точечной схемы площадного за

воднения вместо 5-точечной позволяет увеличить извлекаемые

запасы нефти в 1,08 раза.

Но без увеличения коэффициента приемистости нагнета

тельных скважин переход к 9-точечной схеме приводит к

уменьшению общего дебита скважин в 1,45 раза.

А увеличение коэффициента приемистости нагнетательных

скважин в v = 2 раза не только компенсирует снижение обще

го дебита, но даже дополнительно увеличивает общий дебит в

1,16 раза; аналогично увеличение коэффициента приемистости

в v = 3 раза, кроме увеличения извлекаемых запасов нефти,

дополнительно увеличивает общий дебит в 1,44 раза.

По рассматриваемому нефтяному месторождению при приме

нении 5-точечной схемы площадного заводнения, но без приме

нения в нагнетательных скважинах химического вещества по

лисил, амплитудный дебит нефти на

1 проектную скважину

равен 14,7 т /с у т и 4851,0 т /го д, общее число проектных сква

жин - 100, в том числе 50 добывающих и 50 нагнетательных,

начальные извлекаемые запасы нефти составляют 10 млн. т.

При применении обращенной 9-точечной схемы и применении

в нагнетательных скважинах химического вещества полисил

амплитудный дебит нефти на 1 проектную скважину равен

17,06 т /с у т и 5629,8 т/го д , общее число проектных скважин -

100, в том числе 75 добывающих и 25 нагнетательных, началь

ные извлекаемые запасы нефти составляют 10,8 млн. т.

Для рассматриваемого нефтяного месторождения и его гео-

лого-физических параметров были сделаны расчеты двух вари

антов разработки.

Вариант 1: без применения в нагнетательных скважинах

химического вещества полисил; при осуществлении 5-точечной

схемы площадного наводнения.

Вариант 2: с применением в нагнетательных скваж инах

химического вещества полисил; при осуществлении обращен

ной 9-точечной схемы площадного заводнения.

По этим вариантам по каждому году рассматриваемого

10-летнего периода были рассчитаны отборы нефти и жидкос

ти и другие технологические показатели, а также производи

мые экономические затраты и достигаемые экономические эф 

фекты.

Цена нефти была принята фактическая, равная 204 $ / т .

Все виды налогов и отчислений фактические. Нормативы ка

питальных и текущих экономических затрат были приняты по

фактическим данным аналогичных нефтяных месторождений

Западной Сибири.

Дополнительные затраты на обработку нагнетательных

скважин химическим веществом полисил были рассчитаны

следующим образом:

стоимость 1 кг химического вещества полисил равна 20 $ / кг;

на одну обработку 1 м толщины нефтяного пласта надо 1,5 кг;

средняя нефтяная толщина эксплуатационного объекта рав

на 10 м.

Поэтому на одну обработку одной нагнетательной скважины

необходимо 15 кг и на одну обработку 25 нагнетательных сква

жин необходимо соответственно 15-25 = 375 кг.

Уже экспериментально установлено, что эф фективность

обработки нагнетательной скважины сохраняется более года.

Поэтому с необходимым запасом прочности (возможно, со

слишком большим запасом прочности!) принимаем, что обра

ботки нагнетательных скважин производят ежегодно или

10 раз за 10-летний период. Соответственно для этого необхо

димо 375-10 = 3750 кг химического вещества полисил, что стоит

3750-20 = 75000 = 75 тыс. $. Затраты на само вещество поли

сил составляют 0,1 всех затрат на обработки нагнетательны х

скважин, с учетом этого все затраты на обработки составляют

75-10 = 750 тыс. $, или 0,75 млн. $.

Результаты всех расчетов в компактном виде представлены

в табл. 1.1.

Таблица 1.1

Эффективность применения химического вещества полисил за 10 лет

Показатели

Вариант 1

без приме

нения поли

сила

Вариант 2 с

примене

нием поли

сила

Прирост

Добыча нефти, тыс. т 3842 4387 545

Объем капитальных вложений, 120 120 0

млн. $

Поток наличных денег, млн.$ 107,7 142,4 34,7

NVP, накопленный дисконтиро 37,3 60,3 23,0

ванный поток наличных денег,

млн. $

IRR, % годовых 20,5 28,8 8,3

Период окупаемости проекта, годы 5 4 -1

Период окупаемости проекта с 6 5 -1

учетом дисконтирования, годы

Налоговые поступления госу 244,5 282,2 37,7

дарству, млн. $

Необходимый объем инвестиций, 88,1 82,4 -5,7

млн. $

Операционные расходы, млн. $ 74,9 75,6 0,75

Увеличение Операционных расходов на 0,75 млн. $ влечет за собой увеличе

ние потока наличности на 34,7 млн. $, это означает, что на один вложенный

доллар получаем 46,3 $ чистой прибыли.

По данным этой таблицы видно, что по варианту 2 все тех

нологические и экономические показатели лучше. Приросту

операционных расходов (текущих экономических затрат) в

0,75 млн. $ соответствует прирост потока наличности

34,7 млн. $; это значит, что на 1 $ дополнительных затрат

приходится эфф ект в = 46,3 $. Повторяем: на 1 $ затрат

получается 46,3 $ чистой прибыли.

На месторождениях нефти низкой и средней вязкости,

имеющих нефтяные пласты пониженной, низкой и ультраниз-

кой продуктивности, где применяется внутриконтурное завод

нение (рядное-многорядное или рассредоточенное: площадное

или избирательное), высокоэффективно в нагнетательных

скважинах обрабатывать нефтяные пласты химическим веще

ством полисил. Это увеличивает коэффициент приемистости

нагнетательных скважин в 2-3 раза, существенно или значи

тельно увеличивает текущую добычу нефти и заметно увели

чивает нефтеотдачу пластов. На 1 $ дополнительных затрат до

полнительный прирост чистой прибыли составляет около 50 $.

Глава 2

ВЫДЕЛЕНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ

ОБЪЕКТОВ НА МНОГОПЛАСТОВЫХ

МЕСТОРОЖДЕНИЯХ

2.1. О РАЦИОНАЛЬНОМ ОБЪЕДИНЕНИИ ПЛАСТОВ

В ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЙ ОБЪЕКТ

Проектирование рациональной разработки нефтяного мес

торождения включает в себя целый ряд шагов (звеньев); в и х

числе рациональное выделение эксплуатационных объектов

или рациональное объединение нефтяных пластов в эксплуа

тационные объекты.

Нередко многопластовость нефтяных месторождений пред

ставляют как недостаток, как дополнительную сложность, ко

торая почти наверняка приводит к дополнительным потерям.

Это действительно может быть так при невысокой квалифика

ции 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 про

дуктивностью, прерывистостью и высокой зональной неодно

родностью по продуктивности (значит, высокой степенью рис

ка), то разрабатывать их по отдельности экономически нерен

табельно; 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 не

удачи, то такие пласты можно вводить в экономически рента

бельную промышленную разработку. Понятно, что бурить и

эксплуатировать такие многопластовые вертикальные скважи

ны будет намного сложнее, чем однопластовые вертикаль

ные скважины; однако не сложнее, чем горизонтальные сква

жины.