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

Подождите немного. Документ загружается.

принципиально новая технология защищена патентами Рос

сийской Федерации.

В заключение отметим:

1. Существуют вполне определенные условия рационального

объединения нескольких нефтяных пластов в один общий экс

плуатационный объект, учитывающий их различие по средней

продуктивности, по величине зональной и послойной неодно

родности. Но это так, если не предусмотрена изоляция нефтя

ных пластов, если нет эффективного средства для изоляции

пластов в ш ироких промышленных масштабах.

2. Но такое средство уже создано; это - специальные плас-

топерекрыватели. И х применение значительно расширяет воз

можности объединения нефтяных пластов в эксплуатационные

объекты.

3. Применение многопластовых вертикальных скважин (или

многопластовых наклонных при кустовом бурении скважин)

представляет собой крупный шаг на пути научно-технического

прогресса, позволяющий значительно увеличить добычу неф 

ти и уменьшить капитальные затраты, ввести в экономически

эффективную разработку нефтяные пласты низкой и ультра

низкой продуктивности.

2.2. КЛАССИФИКАЦИЯ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ

ПО СРЕДНЕМУ КОЭФФИЦИЕНТУ ПРОДУКТИВНОСТИ

СКВАЖИН

Вместе или раздельно надо разрабатывать нефтяные плас

ты на многопластовом нефтяном месторождении?

На этот простой вопрос не существует простого ответа.

Начнем с того, что огромное множество нефтяных пластов,

залежей и месторождений отличается колоссальным разнооб

разием. Все это разнообразие надо как-то упорядочить и клас

сифицировать. Нам кажется очень важным и полезным клас

сифицировать нефтяные пласты по среднему коэффициенту

продуктивности скважин, пробуренных на эти пласты, или по

величине гидропроводности, определенной по среднему коэф

фициенту продуктивности. Несомненно, что с практической

точки зрения это важнейший параметр нефтяных пластов, но

нам хотелось бы подчеркнуть инвариантность (независимость)

этого параметра относительно глубины залегания нефтяных

пластов. Действительно чем больше глубина пластов, тем до

роже скважины, тем больше капитальные затраты на разра

ботку нефтяных пластов; но одновременно чем больше глубина

скважин, тем при прочих равных условиях больше депрессия

на нефтяные пласты, больше дебит нефти и больше экономи

ческий эффект от добычи и реализации нефти. Получается,

что капитальные затраты и экономический эффект от добычи

нефти одинаково пропорциональны глубине залегания пластов.

Итак, предложена классификация нефтянх пластов по

среднему значению коэффициента продуктивности добываю

щей скважины по нефти, представленная в табл. 2.5.

IjiE rt 2.5

Классификация нефтяных пластов по продуктивности

Класс Характеристика

Коэффициент

продуктивности п,

т/(сут-ат)

Потенциальный дебит

нефти добывающей

скважины q1 = п(Рпл -

-Р с) в (т/сут) при

разности пластового и

забойного давлений

от

до

(Рпл - Рс) = 100 ат

1 Г иперпродуктив-

ность

>100 >10 000

2 У льтрапродуктив-

ность

30 100 3000 - 10 000

3 Высокая продуктив 10 30 1000 - 3000

ность 3 10 300-1000

Повышенная продук

тивность

Средняя продуктив

ность

1 3 100 - 300

6 Пониженная продук

тивность

0,3 1 30 - 100

7 Низкая продуктив

ность

0,1 0,3 10 - 30

8 Ультранизкая про

дуктивность

<0,1 <10

В первый класс отнесены нефтяные пласты, обладающие

гиперпродуктивностью, со средним значением коэф ф ициента

продуктивности по нефти более

100 т /(су т -а т ); во второй

класс отнесены нефтяные пласты, обладающие ультрапродук

тивностью, со средним значением коэффициента продуктивно

сти от 30 т/(су т-а т ) до 100 т/(с у т -ат); в третий класс -

нефтяные пласты высокой продуктивности со средним значе

нием коэффициента продуктивности от

10 т/(с у т-а т ) до

30 т/(су т-а т ); в четвертый класс - нефтяные пласты повы

шенной продуктивности со средним значением коэфф ициента

продуктивности от 3 т /(с у т-а т) до 10 т /(с у т-ат); в пятый

класс - пласты средней продуктивности со средним значе

нием коэфф ициента продуктивности от 1 т/(с у т-а т ) до

3 т /(су т -а т); в шестой класс - пласты пониженной продук

тивности со средним значением коэффициента продуктивности

от 0,3 т /(с у т-а т) до 1 т /(су т -а т ); в седьмой класс - пласты

низкой продуктивности со средним значением коэфф ициента

продуктивности от 0,1 т /(с у т-а т) до 0,3 т/(су т -а т) и в по

следний восьмой класс - пласты ультранизкой продуктивности

со средним значением коэфф ициента продуктивности менее

0,1 т/(су т-ат).

Чтобы классификация нефтяных пластов по продуктивности

стала более осязаемой и понятной, от коэффициента продук

тивности добывающей скважины перейдем к ее дебиту нефти.

При глубине скважины около 2000 м, т.е. при гидростатичес

ком пластовом давлении около 200 ат, возможная создаваемая

депрессия на нефтяные пласты составляет 100 ат. Произведе

ние коэффициента продуктивности и возможной создаваемой

депрессии в 100 ат представляет собой возможный суточный

дебит нефти добывающей скважины. Именно такие дебиты

нефти показаны в приведенной табл. 2.5.

Обратите внимание, что по нефтяным пластам 5-го класса,

обладающим средней продуктивностью, возможный суточный

дебит нефти добывающей скважины оказывается в пределах от

100 т /с у т до 300 т /с у т , соответственно с учетом коэффициента

эксплуатации (в году из 365 суток в среднем рабочими являю т

ся 330 сут) возможная годовая добыча нефти оказывается в

пределах от 100-330 = 33 000 т = 33 тыс. т до 300-330 = 99 000 т =

= 99 тыс. т; а по нефтяным пластам 3-го класса, обладающим

высокой продуктивностью, возможный суточный дебит нефти

добывающей скважины оказывается в пределах от 1000 т /с у т

до 3000 т/с у т, а ее возможная годовая добыча нефти оказыва

ется в пределах от 1000-330 = 330 000 т = 330 тыс. т до

3000-330 = 990 000 т = 990 тыс. т. Как видно, получаются очень

большие и крайне большие величины.

С учетом всего этого проанализируем представленную в

табл. 2.5 классификацию нефтяных пластов по продуктив

ности.

Во-первых, нефтяные пласты крайних классов (1-го и 8-го)

по своему самому главному параметру - по коэффициенту про

дуктивности добывающей скважины различаются более чем в

1000 раз; пласты двух соседних классов различаются в сред

нем в 3 раза; а двух классов, разделенных всего одним проме

жуточным классом, различаются в среднем в 10 раз.

Во-вторых, всем нам известны нефтяные пласты - предста

вители всех восьми выделенных классов.

Так, например, ко 2-му классу ультрапродуктивности отно

сились основные нефтяные пласты Самотлорского нефтяного

месторождения, с которых начиналась промышленная разра

ботка месторождения.

К 3-му классу относился девонский горизонт Бавлинского

нефтяного месторождения.

К 4-му классу относился девонский горизонт на наиболее

продуктивных центральных площ адях Ромашкинского нефтя

ного месторождения.

К 5-му классу относился девонский горизонт почти на всех

остальных площадях Ромашкинского месторождения (кроме

центральных площадей). К этому же классу относились раз

рабатываемые нефтяные пласты на многих нефтяных место

рождениях Западной Сибири.

К 6-му и 7-му классам относятся многие нефтяные пласты

на разрабатываемых малопродуктивных нефтяных месторож

дениях.

К 7-му и 8-му классам относятся нефтяные пласты многих

разведанных, но пока не разрабатываемых нефтяных место

рождений.

При таком почти беспредельном разнообразии реальных

нефтяных пластов по их самому главному параметру - по

среднему коэффициенту продуктивности добывающей скважи

ны трудно и чревато опасностью имеющийся успешный опыт

разработки нефтяных пластов одного класса по шаблону пере

носить на нефтяные пласты других классов, отличающихся

гораздо меньшей продуктивностью.

В-третьих, приведенные здесь очень высокие возможные су

точные дебиты нефти и возможные годовые отборы нефти по

добывающим скважинам, эксплуатирующим нефтяные пласты

5-го класса, в жизни практически почти не наблюдались; тем

более не наблюдались в 10 раз более высокие суточные дебиты

и годовые отборы нефти по скважинам, эксплуатирующим пла

сты 3-го класса.

Возникает резонный вопрос: почему? Прежде всего, потому

что этим дебитам и отборам соответствуют слишком высокие

годовые темпы отбора извлекаемых запасов нефти; например,

по скважинам, эксплуатирующим нефтяные пласты 5-го клас

са, темп отбора запасов может быть около 30 % в год; а по

скважинам, эксплуатирующим пласты 3-го класса, темп отбора

может быть более 20 % в месяц. Но добывающие скважины -

это только часть, отдельное первое звено последовательной

цепи, в которую входят система сбора и подготовки нефти,

система заводнения, внешние коммуникации (нефтепроводы,

дороги, электролинии и линии связи), города, построенные

для жизни строителей и нефтяников, нефтеперерабатываю 

щие заводы и другие звенья. Добычу нефти по пластам 3-5-го

классов, тем более 1- 2-го классов, ограничивают не добываю

щие скважины, а другие звенья последовательной цепи. К ста

ти, еще более значительные ограничения потенциально воз

можной производительности имеют место при разработке газо

вых месторождений. Поэтому становится понятно, почему в

такой ситуации добывающие скважины работают не в режиме

технологически рациональной максимальной депрессии на неф

тяные пласты, а в режиме заданных ограниченных дебитов неф

ти рациональных в каком-то ином отношении, например в ин

тересах крупных хозяйственно-производственных комплексов.

Такая ситуация избыточной потенциально возможной про

изводительности нефтяных пластов в действительности встре

чается довольно часто, но особенно часто встречалась прежде,

когда в разработке находились нефтяные пласты более высо

кой продуктивности. Но если это так, то почему такие ситуа

ции не являются легко заметными? Как уходили прежде и

уходят в настоящее время от таких ситуаций? Каким образом

фактические дебиты нефти оказывались и оказываются во мно

го раз меньше потенциально возможных максимальных? Это

происходит, прежде всего, путем применения многорядных си

стем расположения добывающих скважин, когда добывающие

ряды, расположенные позади первых добывающих рядов, очень

мало влияют на снижение общего фильтрационного сопротив

ления и соответственно на увеличение общей потенциально

возможной производительности; получается, что увеличение

общего числа скважин происходит почти без увеличения общей

потенциально возможной производительности при уменьшении

потенциально возможной производительности на одну скважи

ну, также путем резкого снижения депрессии на нефтяные

пласты. Кроме того, из-за нерациональной эксплуатации из

быточного фонда скважин, когда в первый период разработки

нефтяной залежи только часть пробуренного фонда скважин

нужна для выполнения запланированной добычи нефти, а не

нужные скважины плохо эксплуатируют и ремонтируют, они

постепенно выходят из строя и вместе с ними выпадают из

разработки их еще неотобранные извлекаемые запасы нефти.

Положение сильно ухудшено из-за применения в скважинах

5-дюймовых эксплуатационных колонн, в которые при наличии

нескольких мест негерметичности уже нельзя спустить 4

дюймовую эксплуатационную колонну, зацементировать и про

должать нормальную эксплуатацию.

К сожалению, обычно при рассмотрении и утверждении

вариантов разработки нефтяных пластов средней, повышенной

и высокой продуктивности, когда становится ясной необходи

мость резервирования части избыточной производительности,

варианты представляются в режиме заданных забойных дав

лений с каким-то сугубо искусственным технологическим обос

нованием рациональности пониженной депрессии в добываю

щих скважинах и пониженной репрессии в нагнетательных,

без выделения зарезервированной части производительности и

без проектирования разумного использования резерва в даль

нейшем ради увеличения нефтеотдачи пластов. В частности,

резерв производительности может быть использован при осу

ществлении циклического заводнения. Благодаря циклическому

поочередному осуществлению замкнуто-упругого режима

фильтрации при закачке воды и отборе нефти уменьшается

неравномерность вытеснения нефти закачиваемой водой и уве

личивается нефтеотдача.

Однако возможна разработка нефтяных залежей без какого-

либо ограничения производительности пробуренных и введен

ных в работу скважин. Промысловое хозяйство и внеш ние

коммуникации сразу строят в расчете на запланированную

стабильную добычу нефти, а залеж ь разбуривают постепенно,

делянками, по мере необходимости. Скважины бурят, обустраи

вают и интенсивно эксплуатируют поочередно. Поскольку на

каждой делянке время добычи нефти будет намного меньше

долговечности скважин, то по этой причине увеличивается

нефтеотдача пластов, а резкое уменьшение числа эксплуатиру

емых скважин уменьшает текущие экономические затраты. Но

ясно, что такая поочередная интенсивная эксплуатация сква

жин требует совершенно иного, значительно лучшего контроля

за их работой и быстрой оперативной оптимизации их режи

мов работы. При такой интенсивной эксплуатации быстро об

наруживается эффективность или неэффективность применя

емой технологии и без промедления осуществляется усовер

шенствование технологии.

Подытожим предыдущее изложение.

Нефтяные пласты разведанных, вводимых в разработку,

разрабатываемых и уже разработанных месторождений отли

чаются безграничным разнообразием, и нет универсального

опыта и универсальной технологии их разработки.

По одним нефтяным пластам потенциально возможная

максимальная производительность не достигает экономичес

ки рентабельного уровня и их разрабатывать раздельно про

сто-напросто нельзя; их разработка начинается с объедине

ния нескольких пластов в один общий эксплуатационный

объект.

По другим нефтяным пластам потенциально возможная мак

симальная производительность обеспечивает экономическую

рентабельность и возможность решать следующую задачу уве

личения экономической рентабельности за счет объединения

пластов в один эксплуатационный объект.

По третьим нефтяным пластам потенциально возможная

максимальная производительность скважин слишком велика, и

ее значительную часть обязательно надо будет резервировать

и думать, как в дальнейшем зарезервированную часть рацио

нально использовать.

Даже в настоящее время, когда сильно исчерпаны извлека

емые запасы нефти высокопродуктивных, ультрапродуктивных

и гиперпродуктивных пластов, нефтяных пластов с избыточ

ной потенциальной производительностью скважин оказывается

довольно много. Это видно по запроектированному многорядно

му расположению скважин, искусственному ограничению воз

действия на нефтяные пласты в добывающих и нагнетатель

ных скважинах, по избыточному фонду скважин, его плохому

состоянию и нехватке средств на подземный и капитальный

ремонт скважин.

Попутно отметим, что по таким нефтяным пластам с избы

точной максимально возможной производительностью обычных

вертикальных скважин явно не нужны горизонтальные сква

жины, способные дополнительно уменьшить фильтрационное

сопротивление и увеличить производительность при одновре

менном возможном существенном снижении нефтеотдачи плас

тов из-за незнания на большом удалении действительного гео

логического строения нефтяных пластов, из-за возникновения

в многослойных пластах значительной геометрической нерав

номерности вытеснения закачиваемой водой, из-за чрезмерных

трудностей управления работой таких скважин.

С учетом этого здесь при рассмотрении проблемы объеди

нения нефтяных пластов в один общий эксплуатационный

объект не рассматриваются пласты с избыточной потенциаль

но возможной максимальной производительностью при обыч

ных вертикальных добывающих скважинах.

2.3. КРИТЕРИЙ РАЦИОНАЛЬНОСТИ ОБЪЕДИНЕНИЯ

НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ В ОДИН ОБЩИЙ

ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЙ ОБЪЕКТ

Для положительного решения проблемы объединения неф 

тяных пластов необходимо увеличение не только начального

максимального (амплитудного), но также среднего дебита неф 

ти на проектную скважину при условии обязательного дости

жения утвержденной нефтеотдачи пластов.

Важными компонентами общей характеристики нефтяны х

пластов, кроме п ср - среднего значения коэфф ициента продук

тивности скважины, являются: П - число скважин, по кото

рым были определены значения п - коэффициента продуктив

ности, среднее значение квадрата коэффициента продуктивно

сти (п 2)ср, показатель неоднородности совокупности значений

коэффициента продуктивности скважин - квадрат коэффици-

W 2 (п ) ср 4 и и и

ента вариации Vn2 =

------

- - 1, а также характерный линейный

(Пср)2

размер d - шаг хаотической изменяемости, правда, последний

параметр можно определить лишь при достаточно густой сетке

скважин, когда

2о - расстояние между соседними скважинами,

давшими значения п - коэффициента продуктивности, заметно

меньше линейного размера 2о < d; при отсутствии густой сет

ки скважин линейный размер d приходится определять по

другим давно разрабатываемым нефтяным месторождениям с

густой сеткой скважин, учитывая аналогию в образовании

нефтяных пластов в далекие геологические времена.

Другой важной компонентой общей характеристики нефтя

ных пластов является их расчетная послойная неоднородность

по проницаемости V 2, которая уже включает в себя V12 -

действительную послойную неоднородность по проницаемости

плюс V22 - геометрическую неоднородность (неравномерность)

вытеснения нефти закачанной водой, обусловленную располо

жением точечных источников и стоков, т.е. нагнетательных и

добывающих скважин.

Коэффициенты продуктивности скважин (или гидропровод

ности эксплуатируемых скважинами нефтяных пластов) прямо

пропорциональны их дебитам нефти, а перфорированные

толщины нефтяных пластов прямо пропорциональны эксплуа

тируемым этими скважинами подвижным запасам нефти; и от

ношение коэффициента продуктивности к эффективной тол

щине представляет собой удельный (на единицу эф фективной

толщины) коэффициент продуктивности —, где — - коэффи-

циент продуктивности и h - эффективная толщина нефтяных

пластов, который прямо пропорционален темпу отбора по

движных запасов нефти.

Вопрос объединения или, наоборот, необъединения нефтя

ных пластов, когда он особенно актуален (когда нефтяные

пласты обладают пониженной, низкой и ультранизкой продук

тивностью и дебиты скважин по пластам явно не являются

высокими), вполне можно решить количественно четко и опре

деленно.

Сначала будем рассматривать довольно простой случай:

объединение двух близко расположенных нефтяных пластов

во многих отношениях одинаковых - по эффективной толщине

и эксплуатируемым подвижным запасам нефти, по величине

V 2 - расчетной послойной неоднородности по проницаемости,

но различных по средней проницаемости или по удельному

коэффициенту продуктивности в а раз.

Для решения вопроса объединять или не объединять эти

нефтяные пласты в один общий эксплуатационный объект с

единой сеткой добывающих и нагнетательных скважин можно

применить критерий рациональности - максимум среднего де

бита нефти на проектную скважину за время извлечения за

данных (утвержденных) извлекаемых запасов нефти

qpd - АСр) = qp • F ^ max,

где qj - амплитудный дебит на проектную скважину, при объ

единении двух пластов амплитудные дебиты суммируются;

Аср - средняя доля агента и (1 - Аср) - с редняя доля нефти в

расчетном суммарном отборе жидкости; K3 - суммарный отбор

нефти; F - расчетный суммарный отбор жидкости в долях по

движных запасов нефти.

В интервале значений K3 - коэффициента использования

подвижных запасов нефти от K3 = 0,7 до K3 = 0,9 применима

следующая простая формула средней доли нефти:

(1 - АСр) = e-av2,

где V 2 - расчетная послойная неоднородность эксплуатацион

ного объекта; а - коэффициент, определяемый по формуле

а = (1 ,2 5 K 3)4:

K3.... 0,7 0,8 0,9

.....

0,586 1 1,602

Отметим, что при расчете нефтеотдачи порознь двух рас

сматриваемых нефтяных пластов по формуле

K,-K2-K3-K4

получилось произведение двух коэффициентов (коэффициента

сетки K 1 и коэффициента надежности системы разработки

K4), равное K 1-K4 = 0,5, коэффициент вытеснения нефти водой

оказался равным K2 = 0,6 и коэффициент использования по

движных запасов нефти равным K3 = 0,7, и в целом коэфф и

циент нефтеотдачи равным

Kb 0,5-0,6-0,7 = 0,21.

С учетом этого формула средней доли нефти принимает

вид

(1 - Аср) = е“0,5

Будем рассматривать и сравнивать два варианта: первый,

когда пласты объединяются и разрабатываются единой сеткой

скважин; второй, когда пласты разрабатываются раздельно

своими собственными сетками скважин.

В первом варианте амплитудный дебит скважины вдвое

больше среднего амплитудного дебита во втором варианте; но в

первом варианте также больше расчетная послойная неодно

родность эксплуатационного объекта, увеличение происходит

из-за различия объединяемых пластов в а раз:

1-й вариант

...........

2-q0; (V 2 + 1)

2-й вариант........... q0; (V2 + 1)

Условие рациональности 1-го варианта

M -1

M +1

-0,5869 (V2 + 1)

2 • q1•е

+ M -1.

I M +1/

> q1 • е

1 -0,586|(V2 +1)-1}

после сокращения одинаковых членов

-0,586(V2+1)

2-е >е

,-0,586(V 2+1).

после логарифмирования левой и правой части неравенства и

некоторых алгебраических преобразований

M +1