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

Подождите немного. Документ загружается.

При 3 -5 нефтяных пластах, расположенных на близких

глубинах и имеющих одинаковое или близкое давление насы

щения нефти газом, дебит многопластовых вертикальны х

скважин по сравнению с однопластовыми вертикальными уве

личивается в 3 -5 раз, тогда как дебит однопластовых горизон

тальных скважин по сравнению с однопластовыми вертикаль

ными увеличивается в 2-3 раза. Такое увеличение дебита го

ризонтальных 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 со

стоят из нескольких проницаемых слоев и соответственно не

скольких разделяющих непроницаемых прослоев. В таких

пластах горизонтальные скважины обычно делают диагональ

но-горизонтальными, чтобы по диагонали пересечь все нефтя

ные 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, горизонталь

ная 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 неф 

ти, поскольку горизонтальная длина скважины проходит через

все проницаемые нефтяные слои и все разделяющие непрони

цаемые прослои. Понятно, что в пределах непроницаемых

прослоев горизонтальная длина скважины является неэф ф ек

тивной, а в пределах проницаемых слоев является эфф ектив

ной, однако разделенной на 5 частей, гидродинамическое дей

ствие которых не суммируется! Поэтому (при общей толщине

нефтяного пласта в 2 раза больше эффективной толщ ины)

основной расчет делается для отдельного проницаемого нефтя

ного слоя для горизонтальной длины горизонтальной скважи

ны, уменьшенной в 2-5 = 10 раз. После чего результаты от

дельных слоев суммируются или, по-другому, результат от

дельного слоя увеличивается в 5 раз. Получается, что сумми

руются эффективные толщины слоев, но не суммируются от

дельные эффективные горизонтальные длины скважины! По

этому дебит горизонтальной скважины оказывается больше де

бита 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 сква

жина в многослойном пласте по начальному дебиту будет не

хуже диагонально-горизонтальной скважины, но зато лучше

контролируемая и регулируемая, менее рискованная и, в ко

нечном счете, лучше по дебиту и нефтеотдаче пластов.

Итак, повторяем: многопластовость нефтяных пластов мо

жет быть большим благом; многопластовые вертикальные

скважины могут быть эффективнее однопластовых горизон

тальных скважин по дебиту нефти, по возможности их кон

тролировать и регулировать, по долговечности и, в конечном

счете, по нефтеотдаче пластов.

Теперь эту проблему рационального объединения несколь

ких 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 со

стоит в следующем: рациональным считается такое действие

(такое техническое мероприятие), которое при обязательном

достижении заданной (утвержденной) нефтеотдачи пластов,

увеличивает средний (именно средний, а не начальный макси

мальный 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 от

метим, что этот технологический критерий прежде уже ис

пользовался при выборе рационального соотношения добыва

ющих 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 продуктив

ности по нефти.

Итак, критерий рациональности

^ m ax,

средний дебит нефти проектной скважины выражается че

рез ql - амплитудный (начальный максимальный) дебит неф 

ти проектной скважины по отдельному нефтяному пласту, ос-

редненный по всем рассматриваемым пластам; n - число рас

сматриваемых нефтяных пластов, объединяемых в один экс

плуатационный объект; (1 - Аср) - среднюю долю нефти в

расчетном суммарном отборе жидкости;

q^ = qj - n - (1 - Аср) ^ max.

Величина q0 - амплитудного дебита нефти скважины про

ектной сетки по отдельному нефтяному пласту считается за

данной постоянной. Она либо уже определена (уже определе

ны: параметры нефтяного пласта, рациональная схема разме

щения добывающих и нагнетательных скважин и их рацио

нальное соотношение, рациональные или предельные значения

их забойных давлений), либо однозначно будет определена.

Величина n меньше или равна общему числу отдельных

нефтяных пластов на рассматриваемом месторождении или

отдельной его площади.

В интервале значений K3 - коэффициента использования

подвижных запасов нефти от 0,7 до 0,9 доля нефти в расчет

ном суммарно отборе жидкости определяется по следующей

формуле:

(1 - Аср) = e aV2 = e+a - e a(1+V 2),

где постоянный коэффициент а = (1,25-K3)4; величина K3 яв

ляется заданной при заданной величине К но - коэфф ициента

нефтеотдачи, поскольку K3 - коэффициент использования по

движных запасов нефти является одним из сомножителей, об

разующих Кно. Расчетная послойная неоднородность V 2 по

проницаемости рассматриваемого эксплуатационного объекта

определяется по следующей формуле:

(1 + V 2) = (1 + v,2)(1 + v,2 )(1 + V,2,,),

где V,2 - расчетная послойная неоднородность по проницаемо

сти отдельного нефтяного пласта, которая учитывает его дей

ствительную послойную неоднородность по проницаемости и

геометрическую неравномерность, обусловленную размещением

скважин и которая (поскольку рассматривается объединение

пластов) считается заданной; V,2, - межпластовая неоднород

ность по проницаемости, которая зависит от Va2 - зональной

неоднородности по проницаемости отдельного нефтяного плас

та и П - числа пластов в эксплуатационном объекте (табл. 2 .1)

(1+V.2 )= 1V .;

1 + V 2

Vt2tt - межпластовая неоднородность по проницаемости, обус

ловленная различием пластов по их средней проницаемости

при одинаковой эффективной толщине, наблюдаемая у рассма

триваемого ряда пластов, где средняя проницаемость: у второго

пласта больше, чем у первого пласта, в v раз; у третьего плас

та больше, чем у первого, в v2 раз; у П-го пласта больше, чем у

первого, в vn1 раз (табл. 2.2); при этом

П . .

/, » # 2 \ V +1 V — 1

(1+V,2,)= п-

----------- -

Vn — 1 V + 1

It-TErt 21

Vз2

Значения (1 + V,2;) при П

1 2 3 4 5

0,5 1 1,200 1,286 1,333 1,364

1,0 1 1,333 1,500 1,600 1,667

2,0 1 1,500 1,800 2,000 2,272

It-IETt 22

Значения (1 + V,2;,) при П

1 2 3 4 5

1,1

1 1,0023 1,0060 1,0113 1,0181

1,2

1 1,0083 1,0220 1,0411 1,0654

1,5

1 1,0400 1,1053 1,1938 1,3033

2,0 1 1,1111 1,2857 1,5111 1,7742

Формула среднего дебита нефти на одну скважину проект

ной сетки по эксплуатационному объекту, состоящему из П

нефтяных пластов, имеет вид

Ч1р = Ч0 ' п • е+“ • e_a(1+V 2) = с • и,

где с = qd • e+a; и = п • e_a(1+v2);

1 + V,2 Vn +1 V — 1

(1+V 2) =(1 + V,2)(1+v.2)(1 + v.2.)=(1 + V.2) — з- • П

... .

V2 Vn — 1 V +1

1 + —

О - постоянный коэффициент; и - функция среднего дебита

нефти скважины проектной сетки.

По этой формуле сначала для заданных значений V,2, Vs2, v

и П были определены значения V 2 - расчетной послойной не

однородности, а затем для значения коэффициента использо

вания подвижных запасов нефти K

3 = 0,8 и коэффициента а =

= (1,25-0,8)4 = 1 были сделаны расчеты значений U - функции

среднего дебита нефти скважины проектной сетки. Получен

ные результаты приведены в табл. 2.3 и 2.4.

IjiE rt 2.3

Определение V 2 расчетной послойной неоднородности

эксплуатационного объекта

(1+V,2)

Значения (1 + V 2) = (1 + V,2

при n

)(1 + V,2,)(1 + V,2,,)

1 2 3 4 5

1,25 0,5 1,1 1,25 1,5035 1,6171 1,6851 1,7359

1,2 1,25 1,5125 1,6429 1,7347 1,8165

1,5 1,25 1,5600 1,7768 1,9892 2,2221

2,0 1,25 1,6667 1,9428 2,5179 3,0250

1,0 1,1 1,25 1,6701 1,8863 2,0023 2,1215

1,2 1,25 1,6801 1,9163 2,0822 2,2200

1,5 1,25 1,7329 2,0724 2,3876 2,7158

2,0 1,25 1,8514 2,4107 3,0222 3,6970

2,0 1,1 1,25 1,8793 2,2638 2,5283 3,4088

1,2 1,25 1,8906 2,2995 2,6028 3,6317

1,5 1,25 1,9500 2,4869 2,9845 4,4426

2,0 1,25 2,0833 2,8928 3,7778 6,0478

1,50 0,5 1,1 1,5 1,8041 1,9406 2,0221 2,0830

1,2 1,5 1,8149 1,9714 2,0817 2,1798

1,5 1,5 1,8720 2,1321 2,3871 2,6666

2,0

1,5

2,0000 2,4801 3,0214 3,6300

1,0 1,1

1,5

2,0041 2,2635 2,4271 2,5458

1,2

1,5

2,0161 2,2995 2,4986 2,6640

1,5

2,0795 2,4869 2,8651 3,2589

2,0

1,5

2,2216 2,8928 3,6266 4,4364

2,0 1,1

1,5

2,2552 2,7162 3,0339 4,1645

1,2

1,5

2,2687 2,7594 3,1233 4,3580

1,5

2,3400 2,9843 3,5814 5,3311

2,0

1,5

2,5000 3,4714 4,5333 7,2574

\tT e rt2 4

Оптимизация по среднему дебиту нефти

(1+V,2)

Значения и - функции среднего дебита нефти

проектной скважины при П

1 2 3 4 5

1,25 0,5

1,1

0,2866 0,4447 0,5954 0,7417 0,8812

1,2

0,2866 0,4407 0,5803 0,7058 0,8130

1,5

0,2866 0,4203 0,5075 0,5472 0,5419

2,0 0,2866 0,3777 0,4299 0,3225 0,2428

1,0

1,1

0,2866 0,3765 0,4549 0,5401 0,5993

1,2

0,2866 0,3727 0,4415 0,4986 0,5430

1,5

0,2866 0,3535 0,3776 0,3674 0,3308

2,0 0,2866 0,3140 0,2693 0,1948 0,1240

2,0

1,1

0,2866 0,3054 0,3119 0,3192 0,1654

1,2

0,2866 0,3020 0,3009 0,2963 0,1324

1,5

0,2866 0,2845 0,2495 0,2023 0,0588

2,0 0,2866 0,2490 0,1663 0,0915 0,0188

1,50 0,5

1,1

0,2231 0,3292 0,4309 0,5295 0,6228

1,2

0,2231 0,3257 0,4178 0,4989 0,5653

1,5

0,2231 0,3076 0,3558 0,3676 0,3475

2,0 0,2231 0,2707 0,2512 0,1949 0,1326

1,0

1,1

0,2231 0,2696 0,3120 0,3532 0,3921

1,2

0,2231 0,2663 0,3009 0,3288 0,3483

1,5

0,2231 0,2500 0,2495 0,2279 0,1922

2,0 0,2231 0,2169 0,1663 0,1064 0,0592

2,0

1,1

0,2231 0,2097 0,1984 0,1925 0,0777

1,2

0,2231 0,2069 0,1900 0,1760 0,0640

1,5

0,2231 0,1927 0,1517 0,1113 0,0242

2,0 0,2231 0,1642 0,0932 0,0430 0,0035

В итоговой таблице значений и - функции среднего дебита

нефти проектной скважины выделены области, где объедине

ние нефтяных пластов в эксплуатационные объекты нерацио

нально и нецелесообразно. Эти же области выделены в табл.

2.3 значений V 2 - расчетной послойной неоднородности экс

плуатационного объекта. Видно, что объединение пластов не

рационально и нецелесообразно при возникновении значений

расчетной послойной неоднородности V 2 выше 1,0-1,5.

Но надо учитывать, что эти расчеты по определению раци

ональности объединения пластов в один общий эксплуатаци

онный объект были выполнены при условии, что пласты оста

ются объединенными до самого конца и выключается из разра

ботки 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 по

сле их обводнения вполне возможно отключать без вреда для

работы остальных нефтяных пластов. Но чтобы эти операции

осуществлялись не по отдельным скважинам в эксперимен

тальном порядке, а по всем скважинам в промышленном мас

штабе, надо в проекте разработки нефтяного месторождения

это предусмотреть. Конкретно, надо запроектировать примене

ние 6-7-дюймовых эксплуатационных обсадных колонн. Незна

чительное увеличение экономических затрат на строительство

скважин данной конструкции сразу будет компенсировано не

которым 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. И золяция такими пластоперекрывателями осуществля

ется 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 спосо

бом уменьшается или даже снимается резкое влияние пред

ставленного здесь критерия рациональности объединения неф 

тяных пластов и расширяются пределы рационального объе

динения пластов.

Кстати, стоимость перекрытия одного обводненного нефтя

ного пласта пластоперекрывателем составляет примерно 10 %

от всех затрат на строительство и оборудование скважины.

Поэтому последовательное перекрытие 4 из 5 пластов увели

чит затраты на скважину менее чем в 1,5 раза.

Но при этом должно быть ясно, что применение многоплас

товых вертикальных скважин требует особого контроля за и х

работой - за их дебитом жидкости, дебитом нефти, забойным и

пластовым давлениями; требует регулярных глубинных иссле

дований 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 плас

тов, обладающих низкой и ультранизкой продуктивностью,

которую необходимо будет в кратчайшие сроки решить.

Теперь учтем другие реальности разработки многопласто

вых 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 малопродук

тивные зоны, которые при применении однопластовых верти

кальных скважин даже эксплуатировать экономически неэф

фективно. Долю таких зон обозначим W,. Таким образом, при

применении однопластовых вертикальных скважин доля сква

жин, которые из-за отсутствия продуктивности и крайне низкой

продуктивности не будут работать, равна (w + + W,). При

применении многопластовых вертикальных скважин, эксплуа

тирующих по n нефтяных пластов, доля пробуренных нерабо

тающих 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 An = 1 -

- (1 - A)n. Например: аварийность однопластовых вертикаль

ных скважин равна А = 0,1, или 10 %, тогда аварийность мно

гопластовых вертикальных скважин, эксплуатирующих сразу 4

нефтяных пласта, будет An = 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, эксплуатиру

ющих 4 пласта, будет An = 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 извлекае

мых (технологически доступных извлечению) запасов нефти.

Без дублирования аварийно выбывших скважин переход от

однопластовых к многопластовым скважинам дополнительно

уменьшает нефтеотдачу пластов в 1 1—,0;44 = 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

скважин увеличивается в ( ——) раз, а при применении много

пластовых скважин общий фонд увеличивается в

----

1— раз.

(1 — А)П

Например: при однопластовых скважинах при А = 0,1 увели

чивается в 1 101 = 1,111 раза и при А = 0,2 увеличивается в

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

А = 0,1 - в

-----

= 1,524 раза и при А = 0,2 - в

-----

(1— 0Ц)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 П = 4.

Теперь нам надо все последние полученные результаты

объединить и установить при объединении П нефтяных плас

тов, во сколько раз повышается эффективность работы сква

жин

V = п- (1— А)П • 1— (w + w,)n

(1— А) 1— (w + w,) "

Например: при П = 4, А = 0,2 и (w + w ,) = (0,3 + 0,2) эф 

фективность скважины повышается в

, (1— 0,2)4 1— (0,3+ 0,2)4 00 ,

V = 4--— —

------

—

-----

— = 3,84 раза.

(1— 0,2) 1 — (0,3+ 0,2) ^

Изложенные здесь научно-технические идеи уже воплоща

ются в жизнь на нефтяных месторождениях, которые разраба

тывает Российская инновационная топливно-энергетическая

компания (РИ ТЭ К ).

Эти месторождения, крайне малопродуктивные, были разве

даны очень давно, в начале 60-х годов; очень долго не вводи

лись в разработку из-за явной экономической неэффективнос

ти; 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 РИ ТЭК. Резкое снижение цены

нефти на мировом рынке и экономический кризис в 1998-м году

внесли серьезные помехи в ход работ. Тем не менее опреде

ленные успехи уже достигнуты. На этих малопродуктивных

многопластовых месторождениях число нефтяных пластов до

ходит 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 сква

жин, соответственно во столько же раз уменьшилось число

скважин и величина капитальных затрат на строительство и

обустройство скважин.

Но обнажились проблемы контроля и регулирования разра

ботки отдельных нефтяных пластов: геофизики не могут спус

кать глубинный расходомер по кольцевому пространству между

насосно-компрессорными трубами (Н К Т) и обсадной эксплуа

тационной колонной на забой скважины; известные в промы

шленности отечественные и импортные глубинные расходоме

ры не обладают необходимой высокой чувствительностью, что

бы 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 свое

временно изолировать.

С целью решения возникших проблем РИ ТЭ К была создана

передвижная компрессорная установка для компрессорной экс

плуатации скважин в период их исследования глубинным рас

ходомером; была организована работа по созданию глубинного

расходомера высокой чувствительности.

При непосредственном участии РИТЭ К был построен завод

по производству пластоперекрывателей и начат их промыш

ленных выпуск.

Но существуют и другие трудности, которые еще надо будет

преодолеть.

Необходимо отметить, что предложенная и реализуемая