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

Подождите немного. Документ загружается.

питальных затрат за счет обоснованного уменьшения бурения

скважин-дублеров и увеличению нефтеотдачи пластов является

рациональное увеличение годового темпа отбора извлекаемых

запасов нефти.

2.6. КОГДА ОБЪЕДИНЕНИЕ ПЛАСТОВ

БЛАГОПРИЯТНО ВО ВСЕХ ОТНОШЕНИЯХ

Обычно считается, что объединение нефтяных пластов в

один общий эксплуатационный объект имеет плюсы и минусы.

Хорошо, что увеличивается амплитудный (начальный макси

мальный) дебит нефти добывающих скважин. Но плохо, что

увеличивается неравномерность вытеснения нефти закачивае

мой водой в добывающие скважины и при достижении задан

ной конечной нефтеотдачи пластов за счет увеличения отбора

воды заметно или значительно увеличивается суммарный отбор

жидкости. Получается, что при увеличении амплитудного деби

та скважин заметно или значительно уменьшается средняя до

ля нефти в суммарном отборе жидкости и соответственно в

дебите жидкости. Произведение амплитудного дебита на сред

нюю долю нефти дает средний дебит нефти добывающих

скважин. Рациональными считаются такие технические меро

приятия, в частности, такие объединения нефтяных пластов в

эксплуатационные объекты, которые увеличивают средний де

бит нефти, которые обеспечивают максимум среднего дебита.

Таким образом, учитываются плюсы и минусы и отыскивается

их рациональное сочетание.

Однако встречаются ситуации, когда объединение нефтяных

пластов в один общий эксплуатационный объект благоприятно

во всех отношениях: не только увеличивает амплитудный де

бит нефти, но одновременно уменьшает неравномерность вы

теснения нефти закачиваемой водой.

Будем рассматривать ситуацию, когда к основному неф

тяному пласту или эксплуатационному объекту добавляется

менее значительный пласт.

Основной нефтяной пласт (эксплуатационный объект) ко

личественно характеризуется: средней проницаемостью &ср,

эффективной толщиной h и неравномерностью вытеснения

нефти - квадратом коэффициента вариации V 2. Добавляемый

i-й нефтяной пласт тоже количественно характеризуется:

средней проницаемостью

k ^, средней эффективной толщиной

hi и неравномерностью вытеснения нефти - квадратом коэф

фициента вариации Vi2.

Таким образом, рассматривается ситуация, когда нерав

номерность вытеснения по основному пласту больше, чем по

двум пластам вместе. Это условие и определение неравномер

ности по двум пластам вместе представляется следующей фор

мулой:

- ± - -[(1+V 2)(£Ср )• h+ (1 + у 2)(к1ср )2-ht I

(1+V 2)> h+hA

_______

!____________!

____

4 _

• (кср •h + kia ' hi)

(h + hi)

(1 + V 2) (£Ср )2(1 - A ) + (1 + Vi2) (k^ ) 2 A

[кср(1 - A) + kiср • A]

(1 + V 2)(1 -A) + (1 + Vi2). x- A

(1 - A + x • A)2

V 2 - V 2 I I *2

Отсюда получается

-------

— >(1-A )-I - -11 , возвращаемся к

1+V2 ( x !

начальным обозначениям

h .I кср

1+V2 h+ h<

При этом

(V2 - V 2)>0; V 2 > V 2; 1 >-

-----

>2 ; 2 _ —^h— •'-1* .

1 + V2 h- hi

В табл. 2.10 приведем значения 2 для различных значений

h ■ k .

И iсP

h ксл

ср

Таблица 2.10

к-

Значения 2 при —-ср-

кс!

0,6 0,7 0,8 1,2

1,5

2,0 3,0

0,1 0,404 0,167 0,057 0,025 0,101 0,227 0,404

0,3 0,342 0,141 0,048 0,021 0,085 0,192 0,342

0,5 0,296 0,123 0,042 0,019 0,074 0,167 0,296

0,7 0,261 0,108 0,037 0,016 0,065 0,147 0,261

0,9 0,234 0,097 0,033 0,015 0,058 0,132 0,234

Из условия --------— > z следует V 2 - (1 + V 2) • z > Vi2. При

1 + V 2

V2 = 1 и z = 0,404 должно быть V 2 < 0,192.

Таким образом, здесь были определены те условия, когда до

бавление к первому нефтяному пласту второго нефтяного пла

ста приводит к тому, что неравномерность вытеснения нефти

закачиваемой водой по двум пластам вместе оказывается мень

ше, чем по первому нефтяному пласту. При этом было показа

но, что неравномерность вытеснения нефти по второму нефтя

ному пласту должна быть меньше, чем по первому нефтяному

пласту, и на сколько меньше.

2.7. РАСЧЕТ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ

И ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ

ОБЪЕДИНЕНИЯ ПЛАСТОВ

20-30 лет назад было время безудержного безоглядного объ

единения нефтяных пластов в общие эксплуатационные объек

ты с общей сеткой добывающих и нагнетательных скважин.

Тогда на многопластовых нефтяных месторождениях выделяли

минимальное число эксплуатационных объектов. С гидродина

мической точки зрения вполне понятно, что всякое укрупнение

эксплуатационных объектов (увеличение числа нефтяных пла

стов) приводит к увеличению начального максимального

(амплитудного) дебита нефти на скважину. Однако при этом

происходит увеличение сложности объектов, увеличение не

равномерности вытеснения нефти вытесняющим агентом

(обычно закачиваемой водой) и соответственно снижение доли

нефти в суммарном отборе жидкости. При нерациональном

объединении нефтяных пластов снижение доли нефти в сум

марном отборе жидкости превосходит начальное увеличение

амплитудного дебита нефти на скважину. Тогда средний дебит

нефти на скважину при многих нефтяных пластах оказывает

ся меньше, чем при немногих и единичных нефтяных пластах.

Как средство противостояния безграничному укрупнению

эксплуатационных объектов нами в то время был предложен

технологический критерий эффективности.

Но 10-20 лет назад ситуация коренным образом изменилась,

и возникло массовое движение за разукрупнение эксплуатаци

онных объектов, за выделение в эксплуатационные объекты

немногих и даже единичных нефтяных пластов, невзирая на

возникающие технологические и экономические проблемы.

V 2 V 2

Однако в наше время нельзя быть заведомо за или против

укрупнения эксплуатационных объектов; каждый раз по каж

дому многопластовому месторождению надо проводить расчеты

и на основе полученных результатов принимать решение.

К этому можно добавить, что такие расчеты по самой своей

сути довольно сложны, поскольку важнейшим параметром яв

ляется результирующая неравномерность (неоднородность)

вытеснения нефти в добывающие скважины.

Как известно [8 (с. 112)], имеется технологический кри

терий эффективности проведения тех или иных технических

мероприятий при разработке нефтяного месторождения. По

этому критерию проведение рассматриваемого технического

мероприятия считается эффективным, если за время разработ

ки месторождения, при условии обязательного обеспечения

утвержденной конечной нефтеотдачи пластов, достигается уве

личение среднего дебита нефти на пробуренную скважину.

Понятно, что установленная по технологическому критерию

эффективность технического мероприятия затем должна под

тверждаться детальными расчетами динамики технологических

и экономических показателей.

Именно такой порядок обоснования эффективности объе

динения нефтяных пластов в один общий эксплуатационный

объект приводится здесь.

Будем рассматривать отдельную площадь нефтяного мес

торождения, в пределах которой повсеместно находятся 4 неф

тяных пласта.

Будем рассматривать следующие 3 варианта выделения экс

плуатационных объектов.

Вариант 1. Выделяются 4 эксплуатационных объекта. Ско

лько нефтяных пластов, столько объектов. Каждый объект

имеет свою самостоятельную сетку добывающих и нагнета

тельных скважин.

Вариант 2. Выделяются 2 эксплуатационных объекта. Каж

дый объект состоит из 2 нефтяных пластов.

Вариант 3. Выделяется 1 эксплуатационный объект. Все

4 нефтяных пласта объединены в один общий эксплуатацион

ный объект.

Ради простоты все объекты имеют одинаковые сетки добы

вающих и нагнетательных скважин с одинаковой площадью на

скважину, с одинаковой схемой площадного заводнения (с оди

наковым соотношением добывающих и нагнетательных сква

жин), с одинаковой разностью забойных давлений нагнета

тельных и добывающих скважин.

Ради простоты принимаем, что у всех нефтяных пластов

одинаковая высоковязкая нефть и одинаковый коэффициент

различия физических свойств нефти и вытесняющего агента,

равный

^ 0 = 2 1 .

Расчет основных технологических параметров по вариантам

1, 2 и 3 почти полностью представлен в табл. 2.11.

На рассматриваемой нефтяной площади четыре нефтяных

пласта одинаковой толщины различаются по средней проница

емости. Соотношение их средних проницаемостей следующее:

1:1,8:2,2:3. Различие по средней проницаемости наиболее про

ницаемого и наименее проницаемого пластов в 3 раза. Сово

купность значений 1, 1,8, 2,2 и 3 характеризуется квадратом

коэффициента вариации V 2tt = 0,130. Такую дополнительную

неоднородность надо учитывать при объединении в один общий

эксплуатационный объект 4-х пластов, различных по средней

проницаемости. При выделении 2-х эксплуатационных объек

тов, каждый по 2 пласта, такая дополнительная неоднород

ность равна V,2, = 0,053. Понятно, что при одинаковой средней

проницаемости объединяемых пластов или отказе от объедине

ния пластов такая неоднородность равна нулю V,2,, = 0,000.

Определение коэффициентов корректировки v для нача

льных извлекаемых запасов нефти и vF для расчетных на

чальных извлекаемых запасов жидкости:

на основе формулы для текущего дебита нефти

для момента достижения А - расчетной предельной доли

агента и завершения разработки нефтяной залежи получается

на основе формул для накопленного отбора нефти и рас

четного накопленного отбора жидкости и их преобразования

и формулы для расчетного текущего дебита жидкости

QD _ Q0 • I 1

- Sl *

Q0,

_ Q0I

t-' *

e v I = Qoo;

I - qQ * I - qQ • K3 .t*

Qfd _ Qfq'I ' - e"QFQ I _ Qfqq-Vf 'I ' - e"QpQ Fv

_ Qf00 • vF • 1 1 e F 1 _ Qfoo;

- t - *

_ Qfoo;

- t -1 * ' ^ -F 3- *

1 - e v I _ 1; vF • 11 - e f'Vf '

I1 1 * I1 1 *

I1 - v j = e • I 1 ~ j

± Kl

Vf F

F (I-A)- v F

F " ‘

/ 1 *v / 1 * F K3 I 1 - A-v* 1-A-v K3

) 1 -~ I ■ I1 - ~ I ■ I'- j ■

получена необходимая формула, расчеты по которой про

водятся итерационным путем,

(B+C-v)

« - A) = (1 - I ) ,

D л Кз A К3

где B _ 1

---------

-----

и C _

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

3 ;

(1 - A) • F (1 - A) F

при заданных значениях A, K3 и F отыскивается величина

v, а затем определяется величина vF по формуле

(1 - A) • v

vF _

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

1 - A - v

В табл. 2.11 вносятся величины v и vF, затем величины Qp _

_ Qn-K3 -V и QF0 _ Qn-F-vf, затем величины годовых темпов (ин

тенсивностей) отборов извлекаемых запасов нефти и расчетных

извлекаемых запасов жидкости I _-----q

----

и If _

-----

, а

qO + q5-qo qFq + Q5-qo

также величины NQ1 = 2 Qf0 и In =

------

для уравнения

qo 2 qFo + °’5 qO

числа работающих скважин.

Таблица 2.11

Расчет основных технологических параметров при объединении

нефтяных пластов в эксплуатационные объекты

Параметры

Варианты разработки многопластового место

рождения

1 2 3

Число эксплуатационных

объектов

Число пластов в эксплуата

ционном объекте ппл

Число слоев в объекте псл

Внутрислойная зональная

неоднородность Vac

Расчет межслойной неодно

родности V,2,

Внутрислойная неоднород

ность (неравномерность)

V,2

Межпластовая неоднород

ность по их средней про

ницаемости V,2,,

Расчетная послойная неод

нородность

V2 = (V,2 + 1)(v,2, + 1)(v2, + 1)-1

Ksr.

AK3 = КзЖ - к з„

Весовая предельная обвод

ненность A2

Коэффициент различия

физических свойств |i°

Расчетная предельная об

водненность А

Коэффициент использова

ния подвижных запасов

нефти K3

Определение расчетной

предельной обводненности

„ 0, 422 - K3a

A =

---------

K K

к зк к зн

1,4

V 2 +1

“ 1 0,412

V 2

п сл

0,25

0,000

0,769

0,226

0,875

0,650

0,9

0,3

0,422

0,3

1,4

V 2 +1

“ 1 0,778

V 2

псл

0,25

0,053

1,340

0,146

0,778

0,632

0,422

0,437

1,4

V 2 +1

зс 1 1,043

V 2

+ J

п сл

0,25

0, 1 30

1,886

0,110

0,703

0,593

0,422

0,525

Продолжение табл. 2.11

Параметры

Варианты разработки многопластового место

рождения

I 2 3

Определение расчетного на

копленного отбора жидкости

в долях подвижных запасов

F = Кн - К - K J-ln(1 -

- A)

0,4585 0,5091 0,5522

Определение весового на

копленного отбора жидкос

ти в долях подвижных

запасов нефти F2 = K3 +

+ (F - Кз) ^ q

1, 1881 2,2511 3,1 482

Весовая доля нефти в на

копленном отборе жидкости

Кз

0,3552 0,1875 0,1 340

Критерий рациональности

по расчетной доле нефти

Ппл-~Г

0,9204 <1,6578< 3,0569

Критерий рациональности

по весовой доле нефти

ппл • F

0,3552 <0,375< 0,536

Амплитудный дебит нефти

на пробуренную скважину

' тыс. т

Sq,

год

1,25 2,5 5,0

Подвижные запасы нефти

на пробуренную скважину

Q^, тыс. т

25 50 100

1,016 1,0857 1,136

v F

1,023 1,1631 1,337

10,719 22,908 47,939

11,726 29,607 73,829

w O = 2-Qf 0

18,762 23,686 29,532

Годовой темп отбора извле

каемых запасов нефти I

0,1102 0,1035 0,0991

Годовой темп отбора расчет

ных извлекаемых запасов

жидкости If

0,1012 0,0810 0,0665

Годовой темп исчерпания

запаса скважино-лет работы

0,0529 0,041 3 0,0333

Продолжение табл. 2.11

Параметры

Варианты разработки многопластового место

рождения

1 2 3

Уравнение добычи нефти

Уравнение добычи жидкости

qF2 = q(t) + (qF> - q(t)) • И°,

qF> = I f -—01- • n t - |qF> )

Уравнение действующего

числа скважин

n(t' = J •'W1 • n(t) tI1q(C)*

n = jW I W0 nO - > q j

q(t) = 0,1102x

x—10,719 • SQs' -

qF> = 0,1012x

x—11,726 • П-t' -

- > И

n(t) = 0,0519x

x—18,762 • П° -

q(t) = 0,1035x

x—22,908 • St' -

- l q '1

qF' = 0,0810x

x—29,607 • St' -

" ! И

n(t) = 0,0413x

x—23,686 • П0 -

- > И

q(t) = 0,0991x

x— 47,939 • n f -

- I q3j

qF> = 0,0655x

x—73,829 • SQt' -

" • И

n(t) = 0,0333x

x—29,532^п°° -

- 1И

Экономические величины:

выручка в t-м году

CKq (t) = 150q(t> тыс. $;

Ck = 150 $ - цена 1 т нефти; q(t) - годовая добыча нефти в

тыс. т;

капитальные затраты в t-м году

3,1 •An Qt' =500 •An °s);

''■»1 f r\ r\ тыс-$ t * (t>

3K = 500

-------

- капитальные затраты на 1 скважину; An Q -

СКВ.

число скважин, пробуренных и введенных в действие в t-м

году;

текущие затраты в t-м году

з ; • n(t) + 3 " • qf2 = 10 • n(t) + 2,5 • qf2;

3^ = 10 тыс. $ - годовые текущие затраты на эксплуатацию

1 скважины; n(t) - число действующих скважин; 3!j! = 2,5 $ -

текущие затраты на 1 т жидкости; qFt2 - весовой дебит жидко

сти в тыс. т в t-м году;

формула потока наличных денег в t-м году

П (t) = Ck-q(t) - 3 ' -An Qt> - 3Z-n(t) - 3 ” -qF) =

= 150-q(t) -500-AnQt)-1 0 -n(t) -2 ,5-q^;

накопленный поток наличных денег

2 n (t);

i =1

дисконтированный поток наличных денег в t-м году

П(t) = П(t) .

(1 + X)t-1 Ilt-1 ’

накопленный дисконтированный поток наличных денег

2 ' П(i) =tT1 П(i)

2 ('+ ^ i"1 ~ 2 1,1i-1

По представленным формулам рассчитана динамика тех

нологических и экономических показателей по трем вариантам

разработки нефтяной площади с различным объединением

нефтяных пластов в эксплуатационные объекты. Результаты

расчетов по вариантам 1, 2 и 3 представлены в табл. 2.12, 2.13

и 2.14.

Анализ полученных результатов показывает, что по рассма

триваемой нефтяной площади, как по технологическому крите

рию, так и по интегральному экономическому показателю, наи

более эффективным является вариант 3 с объединением всех

нефтяных пластов в один общий эксплуатационный объект.

Таким образом, здесь довольно подробно был показан расчет

технологической и экономической эффективности объединения

нефтяных пластов в один общий эксплуатационный объект на

примере отдельной площади многопластового нефтяного место

рождения для условий, близких к реальным, когда повышен

ные и высокие величины послойной и зональной неоднородно

стей пластов, низкая продуктивность нефтяных пластов и вы

сокая вязкость пластовой нефти (вязкость нефти в 80 раз

выше вязкости воды), современные величины экономических

параметров - цены нефти, капитальных и текущих затрат,

коэффициента дисконтирования. Но поскольку оценивается об-