На рис. IV.2 приведены графики изменения во времени основных показателей процесса разработки этой залежи. За 16 лет эксплуатации добыто 98,5 % от извлекаемых запасов, текущая обводненность составила 76,3%. На протяжении 7 лет добыча нефти оставалась на максимальном уровне (9,7— 11,7 %/год). Скважины эксплуатировались с высокими деби-тами. Обводненность на протяжении 11 лет не превышала 5 % и лишь начиная с 12-го года начала резко увеличиваться.
За 13 лет разработки пластовое давление понизилось на 14,1 МПа и составило к концу этого периода 35,1 МПа. Годовая добыча жидкости, отнесенная к понижению пластового дав-
50
t
1
-|#7
I
I,
5 /0
Время разработки } годы
Рис. IV.2. График изменения основных показателей во времени разработки залежи А.
Кривая: I — среднего пластового давления; 2 — темпа разработки; 3 — коэффициента отбора извлекаемых запасов; 4 — обводненности продукции
73
ления в течение года, непрерывно возрастала. За указанный период времени она увеличилась почти в 14 раз. К концу 14-го года пластовое давление не только стабилизировалось, но и стало увеличиваться. За последующие 3 года оно возросло до 36,0 МПа, т. е. увеличилось на 0,9 МПа. Резкое снижение добычи жидкости в этот период времени вызвало процесс перераспределения пластового давления, характерный для упругого режима.
За 16 лет эксплуатации залежи было добыто воды всего 12 % от объема добытой нефти. Это объясняется тем, что водо-нефтяной раздел равномерно поднимался по мере выработки запасов нефти. По большинству скважин переносили интервал перфорации снизу вверх. При полном обводнении скважины останавливали. К концу рассматриваемого периода разработки в эксплуатации находились 18 скважин, в которых перфорирован верхний интервал продуктивного пласта.
Примером разработки при упруговодонапорном режиме с полной компенсацией отборов жидкости водой, поступающей в пласт из области питания, может служить залежь Б, в которой проницаемость пористого коллектора толщиной 4,2 м высокая (1,2 мкм2). Относительная вязкость ц0=1.7. Начальное пластовое давление р0= 17,8 МПа, а давление насыщения рнас = 6,3 МПа. Графики разработки приведены на рис. IV.3. За пять лет с начала разработки было пробурено 18 скважин, предусмотренных проектом. На пятом году достигнута максимальная добыча нефти, которая продержалась 7 последующих лет.
20
I- лв$/де
t
5 Ю
Время разработай, гады
Рис. IV.3. Графики изменения основных показателей во времени разработки залежи Б.
Кривая: / — среднего пластового давлении; 2 —темпа разработки; 3 — коэффициента использования извлекаемых запасов; 4 — обводненности продукции
74
Пластовое давление за 12 дет с начала эксплуатации понизилось на 1,0 МПа, а затем оставалось практически постоянным, что свидетельствует о проявлении установившегося режима, когда отборы жидкости из пласта компенсируются поступлением воды.
Можно привести еще целый ряд примеров эффективной разработки месторождений на установившемся упруговодонапор-ном режиме. Это свидетельствует о необходимости рационального использования природных источников пластовой энергии, прежде чем решать вопрос о внедрении искусственного заводнения. Часто природные геолого-физические условия не обеспечивают полного восполнения потерь пластовой энергии при разработке. Отсутствие, например, хорошей гидродинамической связи залежи с водонапорной областью пласта приводит к интенсивному падению пластового давления. Понижение его ниже давления насыщения обусловливает переход от упругого к режиму растворенного газа.
Разработка при режиме растворенного газа
Если нефтеносная часть пласта вследствие различных геолого-физических условий гидродинамически не связана с пластовой водонапорной системой, то в такой залежи развивается режим растворенного газа с момента времени, когда давление становится равным давлению насыщения.
При этом во всем объеме нефтенасыщенного пласта начинается выделение из раствора свободного газа. Количество выделившегося газа прямо пропорционально понижению давления относительно давления насыщения. Зоны пласта с наибольшим содержанием газа в поровом объеме концентрируются вокруг добывающих скважин.
С появлением пузырьков свободного газа в поровоМ объеме пласта находятся одновременно две фазы, существенно отличающиеся по своим физическим свойствам,— жидкая и газовая. При небольших размерах пузырьков газа или небольшой газонасыщенности порового объема (до 10%) газовая фаза остается неподвижной, в то время как жидкая фаза — нефть с оставшимся в растворенном состоянии газом движется. Однако появление пузырьков увеличивает сопротивление движению жидкости и одновременно приводит к существенному уменьшению объема пор, занятого нефтью. В результате неподвижный газ, рассеянный по всему объему пласта, расширяясь с понижением давления, выталкивает нефть к добывающим скважинам. Добыча нефти в этих условиях несколько увеличивается, в то время как газовый фактор (отношение объемов добываемого газа к нефти в поверхностных условиях) остается практически постоянным или несколько меньше начального.
При газонасыщенности порового объема пласта 10—20 %
75
отдельные пузырьки газа объединяются, образуя непрерывную газовую фазу, которая начинает двигаться одновременно с жидкой фазой. Причем газ, как более подвижная фаза, стремится опередить нефть, оттеснить ее. Дальнейшее увеличение газонасыщенности приводит к быстрому затуханию движения нефти. В результате по мере понижения давления добыча нефти падает, а газовый фактор быстро увеличивается. Увеличивающаяся добыча газа интенсифицирует процесс понижения давления, что приводит к быстрому истощению пластовой энергии.
В дальнейшем наступает момент времени, когда выделяющийся из раствора газ перестает восполнять большие отборы его из скважин. Газовый фактор достигает при этом своего максимального значения, а затем начинает снижаться, обусловливая дальнейшее понижение темпа добычи нефти.
Для иллюстрации описанного механизма режима растворенного газа на рис. IV.4 приведены графики разработки залежи. При начальном пластовом давлении газовый фактор увеличивался незначительно с одновременным ростом добычи нефти. По мере разбуривания залежи добыча нефти непрерывно возрастала и достигла максимума раньше, чем были пробурены все скважины. Максимальный газовый фактор на-
•
L S
f
u в
8 12 18
Время разриёотки.}
за 36
Рис. 1V.4. Графики изменения основных показателей во времени разработки залежи:
/ — среднее пластовое давление; 2 — число действующих скважин; 3 ~ газовый фактор; 4 — суммарная добыча нефти
76
блюдался значительно позднее максимума добычи нефти. Характерно его резкое падение на 32-м месяце с начала разработки.
Основной период разработки залежи продолжался всего 3,5 года. За это время пластовое давление снизилось с 18,4 до 1,5 МПа. Всего было добыто 0,987 млн. м3 нефти, что составило около 18 % от запасов.
Таким образом, разработка нефтяных месторождений при режиме растворенного газа характеризуется быстрым понижением пластового давления, сопровождаемым интенсивным падением добычи нефти, ростом газового фактора, а затем его уменьшением.
Низкая технологическая эффективность процесса разработки нефтяных месторождений при таком режиме требует использования активных систем разработки, предусматривающих закачку воды в пласт с целью поддержания давления в нем на уровне давления насыщения.
§ 5. РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
С ВОЗДЕЙСТВИЕМ НА ПЛАСТ. СИСТЕМЫ ЗАВОДНЕНИЯ
Законтурное заводнение — одна из первых систем заводнения, освоенная впервые в мировой практике на Туйма-зинском нефтяном месторождении. Отличается она тем, что нагнетательные скважины бурили за пределами залежи, вблизи внешнего контура нефтеносности. Добывающие скважины располагали рядами (батареями) параллельно внутреннему контуру нефтеносности.
Опыт внедрения законтурной системы на ряде месторождений нашей страны показал, что ее применение обеспечивает эффективный процесс разработки, если ширина водонефтяной зоны (ВИЗ) небольшая, пласт обладает хорошими коллектор-скими свойствами (пористость 12—17%, проницаемость >0,5 мкм2), а структуры отличаются простым строением.
Внутриконтурное заводнение. Особенность этой системы — расположение нагнетательных скважин в чисто нефтяной части залежи. Впервые в мировой практике на Ро-машкинском месторождении в Татарии была спроектирована и внедрена система внутриконтурного заводнения с разрезанием пластов батареями нагнетательных скважин на отдельные площади, представляющие самостоятельные объекты разработки.
Блоковая система — нагнетательные скважины располагают параллельными прямолинейными рядами, как правило, вкрест продольной оси структуры, добывающие скважины бурят рядами между нагнетательными.
Таким образом, залежь может разрабатываться по блокам независимо друг от друга. Такие системы подразделяются по
77
числу рядов добывающих скважин в блоке на однорядные, трехрядные и пятирядные.
При однорядной системе, когда ряды нагнетательных и добывающих скважин чередуются, отношение числа добывающих пд к нагнетательным па скважинам <о~1.
Схеме трехрядной системы отвечает элемент, представляющий прямоугольник с длиной стороны, равной половине расстояния между нагнетательными рядами. Элемент содержит половину одной нагнетательной скважины и 1!/2 добывающей. Отношение общего числа добывающих п:1 к нагнетательным пн скважинам о) = '/з-
Пятирядная система предусматривает бурение пяти рядов добывающих скважин между рядами нагнетательными. Отношение (0=1/5.
На практике применяют смешанные блоковые системы, когда нагнетательные ряды скважин располагают одновременно как вкрест, тлк и параллельно продольной оси структуры.
Блоковые системы широко распространены при разработке нефтяных месторождений в нашей стране по следующим причинам.
1. В зависимости от коллекторских свойств пласта проектируют различную рядность. Если средняя проницаемость высокая, относительная вязкость ц0 низкая и неоднородность и прерывистость пласта незначительные, применяют пятирядные системы. При низких показателях и вязких нефтях проектируют однорядные системы как более интенсивные системы заводнения.
2. Рядные системы обладают достаточной гибкостью. В процессе освоения месторождения легко переходить от одной системы к другой.
3. Проектные работы по обустройству месторождений не вызывают затруднений.
Площадное заводнение. Добывающие и нагнетательные скважины располагают на площади равномерно по правильной геометрической сетке—квадратной или треугольной. Различают пяти-, семи- и девятиточечную системы.
Элемент пятиточечной системы представляет квадрат, в углах которого расположены добывающие скважины, а в центре— нагнетательная. Для этой системы отношение добывающих пд и нагнетательных пк скважин ы= 1.
Элемент девятиточечной системы представляет квадрат, в углах которого и в середине его сторон расположены добывающие (нагнетательные) скважины, а в центре нагнетательная (добывающая). Соотношение добывающих пя и нагнетательных лн скважин (o = 3(V3)-
Элемент семиточечной системы представляет шестиугольник с добывающими (нагнетальными) скважинами в углах и на-
78
гнетательной (добывающей) скважиной в центре. Параметр
_ Интенсивность систем заводнения определяют по параметру м. Наиболее интенсивая — девятиточечная система, если в центре расположена добывающая скважина Если в центре расположена нагнетательная скважина, эта система наименее интенсивна.
Важное преимущество площадных систем заводнения перед рядными заключается в рассредоточенности воздействия скважин на пласт. Это имеет существенное значение при разработке сильно неоднородных по площади пластов. В то же время рядные системы предпочтительны для разработки пластов, сильно неоднородных по разрезу.
Основной недостаток систем площадного заводнения — назначение скважин и их расположение на площади определяют на стадии проектирования, когда особенности строения пласта не выявлены. В результате часть проектного фонда нагнетательных скважин не реализуется, так как приемистость их низкая.
Избирательное заводнение. Эта система характеризуется тем, что скважины под нагнетание воды выбирают после разбуривания части площади по равномерной сетке по данным промыслово-геофизических и гидродинамических исследований. При этом коэффициент продуктивности их должен быть высоким и вскрыто наибольшее число пластов-коллекторов на более низких абсолютных отметках. Также устанавливают оптимальное соотношение добывающих и нагнетательных скважин с учетом различия вязкости нефти и воды и степени неоднородности пласта по коэффициентам продуктивности скважин. Это обеспечивает высокую эффективность системы воздействия на пласт при минимальном числе нагнетательных скважин в общем фонде и улучшает экономические показатели системы разработки.
На рис. IV. 5 схематически показан разрез пласта, построенный по результатам промыслово-геофизических исследований
Ск8,8
Рис. IV.5. Схематический разрез пласта
скважин. Видно, что наибольшее число пропластков вскрыто в скв. 3. Очевидно, при использовании этой скважины в качестве нагнетательной будет обеспечена высокая выработка запасов нефти.
Известно, что вытеснение нефти водой в направлении снизу вверх более эффективно, чем в противоположном направлении. Поэтому под нагнетание воды применяют скважины, вскрывшие кровлю пласта на низких абсолютных отметках.
Таким образом, при избирательной системе заводнения скважины на площади залежи бурят по определенной геометрической сетке (лучше по квадратной), а нагнетательные скважины располагают среди добывающих неравномерно (местоположение каждой нагнетательной скважины определяют конкретными особенностями строения продуктивного пласта).
Опыт внедрения избирательной системы заводнения наряде месторождений нашей страны выявил как ее преимущества, так и недостатки. Такая система предпочтительна при разработке сильно неоднородных пластов.
Очаговое заводнение. При такой системе закачивают воду в пласт через отдельные нагнетательные скважины, выбираемые среди добывающих или пробуренные специально. Применяют ее в качестве вспомогательного способа для вовлечения в процесс разработки отдельных линз или частей пласта, не охваченных вытеснением.
§ 6. МОДЕЛИ ПЛАСТА И ПРОЦЕСС ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ
Наиболее просты модели однородного пласта в виде толщи горной породы с одинаковыми во всех точках физическими свойствами. Непроницаемые верхняя (кровля) и нижняя (подошва) границы ее параллельны и горизонтальны.
Свойства пласта в количественном выражении определяют как средневзвешенные по объему величины:
(IV.I7)
Чаще используют средневзвешенные по площади залежи величины, которые устанавливают с помощью карт равных значений рассматриваемых параметров:
А (IV. 18)
где Xi — параметр, определяемый как средний между двумя соседними линиями равных его значений; AS* — площадь, об-80
разованная двумя соседними линиями с параметрами *, и Ar,-_t;
и
5 = 2] AS;— общая площадь залежи.
i=i
Модель зонально-неоднородного пласта, свойства которого не изменяются по толщине, а на его площади выделяются зоны прямоугольной или квадратной формы с различными свойствами. Каждую зону можно рассматривать как элементарный однородный объем пласта (сторона квадрата) размером больше или равным расстоянию между соседними скважинами.
Модель слоисто-неоднородно го пласта представляет собой пласт, в пределах которого выделяются слои с непроницаемыми кровлей и подошвой, характеризующиеся различными свойствами. По площади распространения свойства каждого слоя остаются неизменными. Сумма всех слоев
л
равна общей нефтенасыщенной толщине пласта, т. е. /i=?Auf,
(=1 где п — число слоев.
Модель зонально-неоднородного и слоисто-неоднородного пласта объединяет характеристики предыдущих двух моделей. Для иллюстрации на рис. IV.6 изображена схематично модель такого пласта.
Модель пласта с двойной пористостью представляет собой пласт, сложенный породами с первичной (гранулярной) и вторичной (трещиноватой) пористостью. По первичной пористости определяют запасы углеводородов в пласте, поскольку коэффициент пористости на порядок больше коэффициента трещиноватости. Однако гидродинамическое движение жидкостей и газов, вызванное перепадом давления, происходит по системе трещин. Считают, что весь объем пласта равномерно пронизан системой трещин. Расстояния между двумя соседними трещинами значительно меньше расстояния между двумя соседними скважинами.
Модель зо н а л ьн о - н е о д н о р о д н о г о и слоисто-неоднородного пласта с двойной пористостью объединяет характеристики двух предыдущих моделей и наиболее полно отражает особенности реальных продуктивных пластов. На основе этой модели трудно определять показатели процесса разработки месторождения.
Рассмотрим модели процесса вытеснения нефти водой (газом).
Модель поршневого вытеснения. Предполагается движущийся в пласте вертикальный фронт (границы), впереди которого нефтенасыщенность равна начальной (SOH = = 1— SCB), а позади остается промытая зона с остаточной неф-тенасыщенностью SHQ. На рис. IV.7 схематически показан профиль насыщенности при фиксированном положении фронта х$>.
6 Заказ № 3597 81
Рис. !V.6. Схематическое изображение модели зонально-неоднородного и слоисто-неоднородного пласта
Рис. 1V.7. Профиль насыщенности пласта при поршневой модели вытеснения нефти водой. Насыщенность: / — водой; 2 — нефтью
Рис. 1V.8. Профиль водонасыщенно-сти пласта при непоршневой модели вытеснения нефти водой (Бэкли— Леверетта)
k1
PsscmoxHtie во пути Сужения жцдхзсти
Й1
г
т
Расаюят попдш Шжент эю&ккти
\
Перед фронтом фильтруется только нефть, а позади — только вода.
В соответствии с этой моделью полное обводнение продукции скважин должно произойти мгновенно в момент подхода фронта вытеснения к скважинам.
Модель непоршневого вытеснения (рис. IV.8). По схеме Бэкли—Леверетта предполагается в пласте движущийся фронт вытеснения. Скачок нефтенасыщенности на нем значительно меньше, чем при поршневом вытеснении. Перед фронтом вытеснения движется только нефть, позади него —одновременно нефть и вода со скоростями, пропорциональными соответствующим" фазовым проницаемостям, Причем по мере продвижения фронта вытеснения скорости изменяются не только в зависимости от насыщенности в пласте, но и во времени. В момент подхода фронта к скважине происходит мгновенное обводнение до некоторого значения, соответствующего скачку нефтенасыщенности на фронте s$, а затем обводненность медленно нарастает.
Вероятностно-статистическая модель неоднородности пластов. В этой модели неоднородный пласт представлен в виде набора параллельно работающих цилиндрических (призматических) или конических трубок тока с неодинаковой проницаемостью, расположенных вдоль направ-82
ления фильтрации и пересекающихся рядами добывающих и нагнетательных скважин. Плотность распределения, длину и площадь поперечного сечения трубок выбирают на основании изучения геологического строения залежи таким образом, чтобы полный их набор соответствовал по проницаемости набору действительных трубок тока в пласте. Распределение трубок тока по проницаемости обычно устанавливают по результатам статистического анализа проницаемости кернового материала или по геофизическим данным. Опыт показывает, что часто распределение проницаемости образцов керна подчиняется логарифмически нормальному закону или же описывается гамма-распределением и различными модификациями распределения Максвелла, предложенными М. М. Саттаровым и Б. Т. Баишевым.
Для простоты счета пористость, начальную нефтенасыщен-ность и коэффициент вытеснения в первом приближении принимают одинаковыми по всем трубкам тока.
Прерывистость пласта учитывается длиной трубок тока, непрерывная его часть моделируется трубками, простирающимися от начала до конца залежи, а линзы и полулинзы — короткими трубками, соответствующими по длине их размерам.
Модель пласта с модифицированными относительными проницаемостями.
Если принять, что фазовая проницаемость для воды зависит от остаточной нефтенасыщенности SHO и насыщенности связанной водой:
k^ = k(\— SHO— sCB), (IV.19)
то расход воды &дв, поступающей в слой толщиной ДА, определим по формуле
О -SHO -SCB) (IV 20)
где k — абсолютная проницаемость слоя; Ъ — ширина слоя; AJC — длина слоя; Др — перепад давления на расстоянии Дх;
|1В — ВЯЗКОСТЬ ВОДЫ.
Формула (IV.20) справедлива в предположении, что в об-воднившемся слое нефть вытесняется мгновенно по модели поршневого вытеснения до насыщенности. SHO- В таких слоях движется только вода. В необводнившихся слоях движется только нефть в присутствии связанной воды с насыщенностью SCB. Если в слое Д/г содержится только вода, ее расход составит
Если к рассматриваемому моменту времени обводнились слои общей толщиной А, то при Дй— »-0 суммарный расход воды
8но-*.)<й. (IV.22)
6* 83
При отсутствии остаточной нефти расход воды через обвод-нившиеся слои будет
?, = _***_ ("ftd/i." (IV.23)
\1В&Х о
Учитывая, что распределение проницаемости по слоям описывается каким-либо вероятностно-статистическим законом, модифицированную относительную проницаемость можно представить в виде:
для воды
- f
6
для нефти
I (\-sCB)kf(k)dk kii = J - , ( I V.25)
kf(k)dk
0
где k* — проницаемость обводнившегося слоя.
Модифицированную водонасыщенность пласта определяют по отношению объема связанной воды и воды, внедрившейся в слои, к поровому объему пласта;
ОО 00
" s= f SCBf(k}dk+{ (I— SHO— S,B}f(k)dk. (IV.26)
b 'k*
Модифицированные относительные проницаемости для воды и нефти представляют соответственно доли воды и нефти в общей производительности всех слоев. В общем случае они пропорциональны обводненности и содержанию нефти в добываемой жидкости.
Описанную модель приближают к реальной, рассматривая процесс непоршневого вытеснения нефти водой для каждого слоя.
Анализируя характер обводнения продукции скважин, можно построить характеристику обводнения пласта и, решая обратную гидродинамическую задачу, уточнить модифицированные проницаемости, т. е. адаптировать модель к реальному процессу. В этом случае модифицированные показатели интегрально отражают все особенности реального пласта и процессов, происходящих при их разработке.
§7. МЕТОДЫ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ПРОЦЕССА РАЗРАБОТКИ ОБЪЕКТА
При проектировании разработки, геологическом анализе и для оценки технико-экономической эффективности мероприятий по регулированию процесса извлечения нефти определяют добычу нефти, газа и воды, текущее пластовое давление и количество закачиваемых в пласт агентов. На основании расчетных данных выбирают наиболее эффективные варианты технологических схем и оценивают экономические показатели.
Теоретический уровень расчетов показателей разработки и степень учета особенностей геологического строения, физико-химических свойств коллекторов и насыщающих их жидкостей и газов могут быть различными в зависимости от объема и качества информации. Очевидно, что на начальном этапе освоения месторождения нецелесообразно применять сложные и весьма трудоемкие методы расчетов. В последующем по мере бурения скважин и увеличения объема информации имеет смысл учитывать особенности объекта разработки.
Содержание и последовательность расчетов остаются практически одинаковыми независимо от применяемых методов. Центральное место в них занимает обоснование динамики добычи по скважинам, элементу системы заводнения и в целом для объекта разработки. Зная характер изменения показателей разработки по одному элементу (скважине), подсчитывают суммарные показатели по мере ввода месторождения в разработку.
Основные этапы прогнозирования показателей заключаются в следующем. После выбора объекта разработки по данным промыслово-геофизических, гидродинамических исследований скважин и лабораторного изучения свойств коллекторов и жидкостей выбирают модель объекта и устанавливают ее параметры. На образцах пород или их моделях экспериментально исследуют процесс вытеснения нефти при различных технологиях воздействия на пласт. Выбирают варианты систем разработки и технологий извлечения нефти и для каждого из них устанавливают (задают) число добывающих и нагнетательных скважин, взаимное их расположение, темп и порядок их бурения и устанавливают динамику основных показателей. Затем показатели суммируют с учетом числа вводимых в эксплуатацию элементов (скважин).
Метод эквивалентных фильтрационных сопротивлений
С помощью этого метода рассчитывают дебиты рядов (батарей) при заданных забойных давлениях или определяют забойные давления при заданных дебитах. При этом используют различные модели пластов и процессов вытеснения нефти водой.
85
Метод основан на представлении сложного фильтрационного поля пласта между батареями нагнетательных и добывающих скважин с помощью простейших фильтрационных потоков. Анализируя результаты решений, определяют, что в пределах зоны вокруг скважины радиусом а/л (а — половина расстояния между двумя соседними скважинами в ряду) поток жидкости в пласте плоскорадиальный. Поток жидкости между линиями расположения скважин может быть прямолинейно-параллельным или плоскорадиальным, как показано на рис. IV.9.
Рассмотрим внутренние и внешние фильтрационные сопротивления рядов скважин. Под внутренним сопротивлением 1-го ряда понимают общее фильтрационное сопротивление, возникающее при движении жидкости в пределах зон радиусом ajn вокруг всех скважин этого ряда. Значение этого сопротивления
М-
In
(IV.27)
где ц,— динамическая вязкость жидкости; k — эффективная проницаемость при фильтрации нефти или воды; h — эффективная толщина пласта; гс г — приведенный радиус скважин i-ro ряда; я; — число скважин в i-м ряду.
Под внешним фильтрационным сопротивлением t-ro ряда понимают сопротивление, возникающее при движении жидкости в части пласта между предыдущим (i— 1)
Рис. IV.9. Схема расположения зон внутренних и внешних сопротивлений
рядов скважин,
Форма залежей: а — полосообразная; б — круговая
86
и рассматриваемым i рядами скважин. Внешнее фильтрационное сопротивление 1-го ряда при параллельно-прямолинейном размещении батарей скважин
*"-*
где L, — расстояние от предыдущего до рассматриваемого 1-го ряда; А = 2а^,- — ширина полосы (длина ряда).
В случае расположения скважин по окружностям (круговая залежь) :
n-^_. (IV.29)
Здесь Ri-i — радиус предыдущего ряда; Ri — радиус рассматриваемого ряда.
Рассмотрим простейший случай вытеснения нефти агентом, обладающим свойствами нефти (разноцветные жидкости), из однородного пласта по модели поршневого вытеснения (рис. IV. 10).
С помощью электрической схемы (см. рис. IV. 10, б) построим систему уравнений для определения неизвестных деби-тов рядов скважин. Если забойные давления во всех скважинах каждого ряда одинаковые, то
где Qi — суммарный дебит i'-го ряда скважин. Из условия баланса закачки- и отборов имеем
Перепад забойных давлений между:
нагнетательным и первым рядами добывающих скважин
Рн— pci = QH (го „ -f QI) первым и вторым рядами добывающих скважин
Pi— Р2 = — QI
N
Pi-i—Pt = Qju* + Qi Z Q/ + Qifi>i— Qf-i»i-i. (iv.30)
i=t где i=l, 2, ..., N, N — число рядов добывающих скважин.
При (=1 значение ро = рн = рк(рн, рк — давление соответственно на линии нагнетательного ряда или на контуре питания пласта).
87
а Контур питания
* , a> и
N.
Рис. IV.10. Схема вытеснения нефти агентом:
а ~ расположение рядов скважин; б — эквивалентная электрическая схема рядов сква-жнн
Расчеты по формуле (IV.30) показывают, что при одинаковых забойных давлениях в рядах скважин суммарный дебит первых двух рядов составляет более 90 % от общего дебита. Это свидетельствует о высокой степени экранирующего влияния рядов при водонапорном режиме. В реальных условиях это влияние проявляется в значительно меньшей степени.
По мере продвижения водонефтяного раздела период разработки залежи подразделяют на этапы — время продвижения фронта вытеснения от предыдущего ряда скважин до рассматриваемого. По теории поршневого вытеснения нефти из однородного пласта линия нагнетания переносится вслед за фронтом вытеснения. В реальных условиях зонально-неоднородных и послойно-неоднородных пластов обводнение скважин происходит по пропласткам неравномерно, что затрудняет перенос фронта нагнетания.
При вытеснении нефти агентом с отличными от нее свойствами дебиты рядов скважин зависят от положения фронта вытеснения и изменяются во времени. Это можно легко показать с помощью уравнения (IV.28). Если фронт вытеснения находится на расстоянии Хф от нагнетательной батареи, то внешним фильтрационным сопротивлением первого ряда учитывается характер течения воды в зоне вытеснения с остаточной нефтью и течения нефти в части пласта (Li—хф):
Oi(0—^?-*ф(0 +
(IV.31)
где кв — относительная проницаемость породы для воды в-зоне вытеснения.
При цн>Цв по мере увеличения х$> сопротивление Q\ уменьшается, что обусловливает некоторое возрастание дебита рядов скважин.
Метод расчета на основе теории
непоршневого вытеснения нефти Бэкли—Леверетта
Теория непоршневого вытеснения нефти основана на зависимости проницаемости породы для движущихся фаз от насыщенности перового пространства той или иной фазой. На рис. IV.11 приведена диаграмма относительных фазовых про-ницаемостей (SQ —водонасыщенность, при которой вода начинает двигаться в пласте, s*— водонасыщенность, при которой нефть перестает двигаться).
Бэкли — Леверетт ввели понятие
*в(д)
f /?,\ __ ив__________________М-в____________________«в (s)
/ w — ; — ; — : п -~ '
(IB M'H f*H
(IV.32) которое является аналогом обводненности продукции скважин
В=—^----- (IV.33)
Если V(O=VI + VH, то скорость фильтрации воды находят из (IV.32):
i;, = f (s)o(0. (IV.34)
Подставив (IV.34) в уравнение неразрывности потока воды в пласте, которое можно записать как
, (IV.35)
дх dt
получим дифференциальное уравнение изменения водонасы-щенности в поровом объеме пласта в следующем виде:
PI j \ OS /j4 . OS f\ n\j *"i<"*\
/' (s)----v (t} + m — = 0. (IV.36)
дх dt
Установим форму закона движения в пласте координаты точки с постоянной насыщенностью. Пусть s = const, тогда справедливо равенство
?-= f'(s]v(t} • (IV.37)
dt m
89
Рис. 1V.11. Диаграмма фазовых
проннцаемостей:
ft_; ftj, — кривые относительных прони-
цаемостей для воды и нефти
Водонасьщенностъ
Разделив переменные и проинтегрировав, получим
Xs= const —
m
(IV.38)
где V(t)=\ v(t)dt—количество внедрившейся в пласт воды
о или общее количество отобранной нефти и воды.
С помощью уравнений {IV.32) — (IV.38) составим систему расчетных формул для определения показателей разработки при линейных системах заводнения и плоскорадиальной фильтрации. Основной недостаток этих расчетов связан с необходимостью использования кривых фазовых проницаемостей, которые строят по результатам сложных лабораторных исследований образцов пород. Получаемые в процессе таких экспериментов показатели двухфазного течения жидкостей не отражают в достаточной мере особенности строения продуктивного пласта во всем его объеме.
Метод прогнозирования, основанный на анализе промысловых данных
Разработанные к настоящему времени методики расчета показателей разработки по характеристикам вытеснения позволяют, основываясь на результатах предыдущей истории разработки, определять прогнозные показатели разработки месторождения. Эти методики называют эмпирическими, поскольку прогнозные данные устанавливают по фактическим. Точность расчетов зависит от длительности анализируемого периода по отношению ко всей истории разработки месторождения.
Простейший из них — метод экстраполяции фактических зависимостей во времени разработки. Некоторые из разработанных методик основаны на использовании соотношения теории совместной фильтрации нефти и воды. Изменением фильтрационных характеристик добиваются относительного совпа-
90
дения расчетных и фактических кривых, характеризующих динамику основных показателей разработки. Затем проводят прогнозный расчет на заданный период времени.
Рассмотрим эмпирическую методику прогнозирования показателей разработки, основанную на теоретической зависимости обводненности от нефтеотдачи, построенной по фактическим данным начального периода разработки месторождения.
Представим графически схему расчетных уравнений для определения основных показателей разработки, предполагая, что имеется зависимость текущей обводненности продукции всех скважин объекта от текущей нефтеотдачи. Считаем, что эта зависимость не изменится за прогнозный период. Представим текущую добычу нефти по объему в виде произведения добычи жидкости на (1—В). Тогда текущую нефтеотдачу можно найти по формуле
Л(0 = -!г-.1\ж(1-В)^ (IV.39)
G о
где G — запасы нефти.
Продифференцируем по времени и приведем (IV.39) к виду
С учетом зависимости В = В (rj)
I - В (ц) G
Проинтегрируем обе части полученного равенства в соответствующих пределах, в результате получим
(пмо)
Из (IV. 40) определим текущую нефтеотдачу для заданного момента времени разработки, задавшись значением текущего отбора жидкости по объекту в целом. Затем по известной зависимости обводненности от нефтеотдачи найдем соответствующую обводненность на тот же момент времени. Добычу нефти определим по зависимости
Покажем возможность использования модифицированных относительных проницаемостей для упрощенного прогнозирования показателей разработки. Из (IV. 24) и (IV. 25) следует, что модифицированные проницаемости для воды и нефти, а также модифицированная водонасыщенность зависят от проницаемо-
91
сти обводнившегося слоя в элементе слоисто-неоднородного пласта, параметров вероятностно-статистического распределения проницаемости, остаточной нефтенасыщенности и насыщенности пласта связанной водой. Следовательно, задаваясь значением k*, можно определить s и соответствующие модифицированные проницаемости. Если принять, что s — средняя водонасыщенность, то текущую обводненность можно выразить в виде функции Бэкли— Леверетта
B = f(s)=--- - ^LE --
Чтобы замкнуть систему расчетных уравнений, необходимо получить связь текущей нефтеотдачи от средней водонасыщен-ности. К моменту времени разработки, когда средняя водонасыщенность пласта равна s, оставшиеся запасы нефти GOCT = = Уплт([ — s), в то время как начальные запасы 0=Уплт(\ — —See)- Очевидно, текущая нефтеотдача связана с текущей средней водонасыщенностью следующим образом:
л = G ~~ GOCT = s~ %> (IV. 42)
G 1 — SCB
С помощью соотношений (IV.41) и (IV. 42) с учетом модифицированных проницаемостей можно установить зависимость В = В(т|), а затем определить показатели разработки.
Расчеты при упругом режиме
Ввод в эксплуатацию одной или нескольких скважин вызывает понижение пластового давления. В условиях замкнуто-упругого режима, когда известен объем продуктивного пласта, средневзвешенное пластовое давление определяют с помощью дифференциального уравнения истощения упругого запаса
dp=- 4*M-W® At. (IV.43)
r VnP
Интегрируя обе части уравнения (.IV. 43) в соответствующих пределах, получим
/
,f ( р(0-Рпл -- ~ - :тт - • (IV.44)
vnp
Здесь w(t) — расход закачиваемой в пласт воды; VtJ — объем пласта, охваченный снижением давления; р — коэффициент упругоемкости пласта; т — время.
Установив динамику отбора и закачки жидкости в соответствии с проектом ввода в эксплуатацию добывающих и нагне-
92
тательных скважин, по формуле (IV.44) легко установить для различных моментов времени среднее пластовое давление. Примем, что вводятся только добывающие скважины, причем так, что суммарная добыча возрастает линейно, т. е. (IV.45)
В рассматриваемом частном случае пластовое давление снижается по параболе. Причем чем больше угловой коэффициент нарастания отбора жидкости и .меньше объем пласта, тем быстрее снижается пластовое давление.
Если водоносная область продуктивного пласта обширная, понижение пластового давления находят по теории упругого режима решением задачи об определении давления в однородном бесконечном пласте при движении однородной жидкости, когда скважина конечного радиуса эксплуатируется с постоянной производительностью. Это решение можно записать в общем виде
f т), (IV.46)
где Х = г/гс — текущий радиус; гс — радиус скважины; т = = х*/г2с — безразмерное время (параметр Фурье).
При г = гс, т. е. при К=1, получим, что на стенке эксплуатирующейся скважины давление изменяется только во времени по закону, формула которого имеет вид
(1- т). (IV.47)
Функция /(т, X) табулирована, но для упрощения расчетов можно воспользоваться аппроксимацией Ю. П. Желтова в виде
f(l, т) = 0,5 [1^(1 +т)-3'8'] + 1,12 ig(l+T). (IV .48)
Во время решения нефтепромысловых задач залежь представляют в виде укрупненной скважины с радиусом, равным среднему радиусу эквивалентного по площади залежи круга. Производительность скважины равна суммарному дебиту жидкости из всех скважин. Тогда приток воды из законтурной области пласта будет равен количеству отбираемой жидкости из укрупненной скважины. Это позволяет применять уравнения (IV.46) и (IV.48).
При переменном дебите жидкости <7Ж = qm (t) используем принцип суперпозиции. В этом случае кривую изменения дебита во времени заменяют ступенчатой аппроксимацией. Если функция ?ж— ?ж(0 известна, то в расчетах используют ин-
93
теграл Дюамеля. Тогда давление на начальном контуре нефтяной залежи
(IV.49)
При пуске отдельных скважин в пределах залежи пластовое давление определяют по уравнению теории упругого режима, полученному В. Н. Щелкачевым;
! ПРИ />т'
J
4х (/ — т)
(IV.50)
где т — время пуска скважины с постоянным дебитом (q = = const); — Ei( — 2) —символ интегральной показательной функции (значение его определяют по справочникам).
Уравнение (IV.50) справедливо и для установления давле-нля на стенке самой скважины. Для этого следует принять г =
4х(/ — т)
На практике часто используют логарифмическую аппроксимацию функции — Ei — (2). Тогда в формуле (IV. 51) считают
2<0,3.
РШ.-Р, (0 = -- In 2'25и(~Т) - (IV.52)
Уравнение (IV. 52) широко применяют для интерпретации результатов наблюдений за изменением забойного давления во время остановки (пуска) скважин.
Влияние пуска в эксплуатацию многих скважин учитывают по принципу суперпозиции к уравнению (IV. 51):
(IV.53)
7
4х (* - т/)
где TJ — время пуска /-и скважины.
Во время пуска нагнетательной скважины дебит qj принимают с отрицательным знаком.
В процессе пуска скважины с постоянным забойным давлением (РЗ = const) дебит уменьшается во времени в связи с понижением пластового давления. В случае замкнутого пласта радиусом Як дебит определяют по формуле В. Н. Щелкачева:
94
xt
I 9 9 In//? !Г\__ -.- ft _ъ.г
xe a при рэ>раас. (IV.54)
После несложных преобразований формула (IV.54) имеет вид
ffo (
где
Ц—^^ТГ" > (IV-55)
—Ц— ^ . (IV.56)
Очевидно, при замкнуто-упругом режиме дебит скважины убывает по экспоненциальному закону. Показатель степени характеризуется отношением начального дебита На протяжении упругой фазы при упруговодонапорном режиме изменение дебита скважины во времени устанавливают по формуле Э. Б. Чекалюка:
q (t) = - пл-з _ > (IV.57)
Изменение пластового давления или добычи нефти по объекту в целом устанавливают с учетом влияния пуска в эксплуатацию отдельных скважин в процессе разработки залежи. Общая методика расчетов изложена ниже.
Определение показателей разработки при заводнении
Основная методика расчета показателей при заводнении разработана во ВНИИнефти. Алгоритмы и программы реализуются на современных ЭВМ по методикам ВНИИ-1 и ВНИИ-2. Особенность последней состоит в использовании обобщенной модели поршневого вытеснения нефти водой. Пласт принимают однородным, но обладающим преобразованными относительными проницаемостями для нефти и воды, получаемыми при вероятностно-статистической обработке исходных геолого-физических данных.
9S
Для расчета показателей разработки нефтяных месторождений по такой методике необходима детальная информация о свойствах пласта и насыщающих его жидкостей и газа. Если объем информации ограничен, используют инженерные методики расчета, в которых для описания динамики добычи нефти применяют эмпирические зависимости.
Рассмотрим возможный вариант методики расчета показателей разработки месторождения с применением систем заводнения. Внедрение запроектированной системы заводнения сначала разработки предполагает поэлементное разбуривание объекта. Выделим характерный элемент, представляющий собой часть площади объекта разработки с определенным числом добывающих и нагнетательных скважин. Примем, что о)э{т)—скорость ввода элементов системы заводнения в эксплуатацию, характеризующая число элементов, вводимых в единицу времени. Если число таких элементов составляет Дпэ. а время Дт, то оь^Дпэ/Дт. При этом вводится в разработку запас нефти, равный Сэ. Очевидно
ДОэ = Сэ(йэДт. (IV.58)
Темп отбора балансовых запасов нефти элемента системы заводнения
гэ = <7нэ/Сэ. (IV.59)
Значение его изменяется во времени. Если к моменту t времени разработки месторождения было введено Длэ элементов за время Дт, то приращение добычи нефти к этому же моменту
Л При Дт-Ч)
Интегрируя обе части уравнения от t = 0 до r=t, запишем формулу для определения добычи нефти в момент времени t:
t
6
Для выявления некоторых закономерностей в период ввода объекта разработки рассмотрим пример. Допустим, что темп отбора балансовых запасов элемента системы разработки изменяется во времени по закону, формула которого имеет вид 1
г = 20е-а/, (IV.63)
где а — постоянный коэффициент.
1 Формулу закона устанавливают при математическом моделировании процесса извлечения нефти. В частности, можно использовать модель Бэкли — Леверетта.
96
При / = 0 значение Z = ZQ, а при ?-»-оо 2—»-0, что соответствует реальному характеру изменения добычи нефти по скважинам, пущенным в работу с максимальным начальным дебитом. Для определения показателя экспоненты проинтегрируем {IV.63). Тогда
е _
\~zdt =-.-^(\^e-at). (IV.64)
О a
Левая часть равенства (IV.64) характеризует текущую нефтеотдачу ц к моменту времени t\
Tl(f)=^L(l— €-<*). (IV.65)
a
При t = Q нефтеотдача т| = 0, а при t-*~oo значение т)аи = г0/а. Необходимо установить г)*. Для этого представим текущую нефтеотдачу в следующем виде:
П(0 = Л1ВДзС>, (IV.66)
где Г],; т]2; т]3— коэффициенты соответственно вытеснения, охвата объема продуктивного пласта системой разработки; использования подвижных запасов.
При 2 = 0 значение т)з = 0, а при t—*-
Коэффициент вытеснения — отношение количества нефти, вытесненной из образца породы в условиях, соответствующих принятой технологии извлечения нефти, к первоначальному количеству нефти в образце. Этот параметр отражает эффективность запроектированной технологии воздействия на пласт и устанавливается по результатам лабораторных исследований.
Коэффициент охвата пласта численно равен отношению запаса нефти в пределах выделенного объекта, вовлеченного в процесс разработки сеткой добывающих и нагнетательных скважин при установленных режимах их работы, к первоначальному запасу нефти в объекте. Значение его зависит от числа скважин объекта разработки, неоднородности строения пласта и распределения запасов в его объеме, а также от взаимного расположения скважин на площади.
Для оценки коэффициента охвата можно воспользоваться формулой, предложенной В. Н. Щелкачевым:
T}2 = e-«'sc, (IV.67)
где а —некоторый коэффициент, интегрально учитывающий все факторы, влияющие на охват пласта процессом разработки; 5С — плотность сетки скважин. Оценить а можно по промысловым данным пробной эксплуатации элементов системы разработки с применением принятой технологии извлечения нефти.
7 Заказ № 3597 97
Таким образом, коэффициент нефтеотдачи (нефтеотдача к концу срока разработки) можно определить по формуле
•Пк =• %%Лз = Лп-Пз, (IV .68) где Tin = ri1e-0[/5c. При t-*Qo
Л~ = Лп. (IV.69)
Следовательно, наряду с извлекаемым запасом нефти появляется необходимость ввести понятие подвижного запаса. Это количество нефти, добываемое из пласта при заданных технологии воздействия и системе разработки, но при бесконечно долгом процессе извлечения. По определению
Оп-0лп. (IV.70)
Подставляя (IV. 69) в (IV.70) при *->-оо, получим
Тогда формула (IV. 63) примет вид
г = ^е-;°'/1)п. (IV.72)
Текущую нефтеотдачу можно, очевидно, определить из выражения
(IV.73)
Из (IV.73) следует, что для принятого закона изменения темпа отбора балансовых запасов нефти коэффициент использования подвижных запасов
(IV.74) К концу срока разработки при t = tK
ть^1— e~VK/T|n. (IV.75)
При равномерном вводе элементов системы разработки в эксплуатацию (ab=const) текущую добычу нефти определяют по (IV.62) после подстановки (IV.63) с учетом (IV.71)':
?и=0^»л»| e-~z"(t-^dt. (IV.76)
о
После интегрирования и несложных преобразований получим выражение для определения добычи нефти в виде
98
?н = 0„Лб(1-е-'-о9'/сп»)1 (IV.77)
где Gn —подвижный запас нефти по объекту в целом; /б — время ввода объекта в разработку; ^ноэ — начальный дебит по скважинам элемента; Опэ — подвижный запас нефти по элементу.
Из (IV.77) видно, что при равномерном вводе элементов системы разработки добыча нефти возрастает непрерывно по экспоненциальному закону и при t = t& достигает максимального значения:
?нт« = а./*б(1-е-«*«'в'<Н (IV.78)
Формула (IV.77) справедлива, если 0tt, из эксплуатации выключаются элементы со скоростью —шэ- На основе (IV.62) получим
q^^G^t^-""»^*-^10™^-"*^10™). (IV.79)
Из (IV.79} видно, что при t-*-oo значение 0.
Соотношения (IV.73) — (IV.79) справедливы только при принятых законе изменения темпа отбора запасов нефти и скорости ввода объекта в разработку. Поэтому можно сделать вывод о том, то для прогнозирования добычи нефти из месторождения в целом необходимо знать закон изменения добычи нефти по одному элементу системы разработки, запасы в нем и скорости ввода остальных элементов в эксплуатацию. На характер изменения добычи нефти по месторождению существенно влияет начальная добыча по элементу. Чем выше начальный темп отбора запасов, тем с большей интенсивностью нарастает добыча и соответственно уменьшается после достижения максимума. Поэтому'необходимо регулировать процесс разработки с тем, чтобы геолого-технические мероприятия по увеличению производительности скважин осуществлять параллельно с работами по увеличению подвижных запасов.
Структурное представление текущей нефтеотдачи в виде произведения некоторых коэффициентов позволяет наметить основные пути регулирования процесса извлечения нефти из пласта. При заданной технологии, по которой предполагается определенный метод воздействия на пласт либо путем нагнетания воды, либо с применением заводнения в сочетании с физико-химическим воздействием, для повышения нефтеотдачи можно рассматривать различные операции в пределах принятой системы разработки или мероприятия, приводящие к изменению этой системы. В первом случае предполагается проведение работ по изменению режимов эксплуатации действующих скважин, перенесению интервалов вскрытия пласта в пределах объекта, переходу на другие способы эксплуатации скважин. Во
7* 99
втором случае бурят дополнительные скважины, переводят добывающие скважины в разряд нагнетательных, устанавливают повышенное давление нагнетания.
Метод расчета при режиме растворенного газа
Метод расчета показателей разработки при режиме растворенного газа базируется на составлении уравнения материального баланса. Данные определяют для одного элемента при равномерной расстановке скважин на площади.
В последующем суммируют работу вводимых в разработку элементов.
Для небольших интервалов снижения давления на контуре расчетного элемента, исходя из материального баланса, можно получить следующее уравнение:
\T-R(pK{)\ c .. „ ,
-------—;------------OKI — U — OK if PKI
(IV.80)
. - .^
ЬРкн-i
где Г — средний газовый фактор
Иг (Рк)
R(pKi), bH(pKi) — объем растворенного газа в нефти и объемный коэффициент нефти при давлении рк; я^(5к;) = = kr(SK)jkH(SK) —отношение фазовых проницаемостей для газа kr и нефти &н-
Расчеты проводят для удельного нефтенасыщенного перового объема пласта, приходящегося на одну действующую скважину:
QH = Fh^m fl ~ SCB) • (IV.82)
Здесь F — площадь залежи; /Ьф — эффективная нефтенасыщен-ная толщина пласта; m — пористость; SCB — насыщенность породы, связанной водой; п — число скважин.
Радиус разрабатываемого одной скважиной условного элемента площади залежи
Дк=д/_°2_. (IV.83)
V
Текущая добыча нефти по скважине изменяется во времени и подсчитывается по формуле Л. С. Лейбензона:
<7B(0 = ae-P'. (IV.84)
100
Постоянные коэффициенты определим при следующих условиях. Если / — 0, дебит нефти равен начальному д0, т. е. при давлении в пласте, равном давлению насыщения нефти газом.
Суммарную добычу нефти за время t определим путем интегрирования (IV.84) в соответствующих пределах:
QH(/) = --(l_e-P'). (IV.85)
При f->-oo из скважины будет извлечено предельное количество нефти Qo, определяемое конечной нефтенасыщенностью, когда режим растворенного газа переходит в гравитационный. Если Qo — извлекаемые запасы нефти при данном режиме, формула дебита нефти имеет вид:
Чо .
q*(t)=q0e Q° . (IV.86)
Полученная формула аналогична (IV.54), использованной при расчете изменения добычи нефти в процессе разработки в условиях заводнения. Поэтому для определения добычи нефти в целом по залежи в различные стадии разработки можно использовать полученные ранее зависимости.
Балансовое уравнение истощения удельного нефтенасыщен-ного объема или всей залежи можно записать в следующем виде:
$к(Рк) _ зк(Рнас) _ 1 г t~ ~^lflt^ МРк) бн(Рнас) Йн О
___Q°_(l_e ? ')' (IV.87)
_ $к (Рнас) &н (Рнас)
Для данного момента времени устанавливают накопленную добычу нефти и находят соответствующую ей насыщенность. По формуле (IV,87) можно определить соответствующее давление, а затем и газовый фактор.
При вытеснении газированной нефти водой вычисления существенно осложняются тем, что необходимо знать время перехода каждого ряда скважин (или отдельных скважин) на напорный режим. Для этого проводят расчеты для каждого ряда по различным методикам.
В упрощенной постановке задачу решают с помощью фиктивной вязкости газированной нефти. Этим учитывают повышенное фильтрационное сопротивление во время движения газированной нефти по сравнению с однородной нефтью.
При высокой нефтенасыщенности (sK^0,95) фиктивную вязкость определяют из соотношения
., И" (Рнае)
ГФ-
где а = 0,944—21,43|г;
101
ir = -^X. (IV.89)
Здесь
Рнас
Для определения дебитов рядов скважин используют схему эквивалентных фильтрационных сопротивлений.
§8. ОСНОВЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Основной принцип разработки нефтяных месторождений в СССР заключается в следующем: каждое нефтяное месторождение разрабатывают таким образом, чтобы при заданном объеме материальных и трудовых ресурсов была получена максимальная добыча нефти по стране, определяемая государственным планом, при возможно более полном извлечении из недр всех полезных ископаемых и соблюдении мер по охране недр и окружающей среды.
Реализация основного принципа разработки нефтяных месторождений предполагает соблюдение важнейшего условия: плановая добыча нефти должна быть получена при наименьших народнохозяйственных затратах.
В процессе проектирования разработки нефтяного месторождения рассматривают множество вариантов, отличающихся технологией извлечения нефти из недр и системами разработки. Из всех вариантов при примерно равных экономических показателях выбирают вариант, характеризующийся наибольшей нефтеотдачей. И наоборот, из вариантов, обеспечивающих достижение одинаковой нефтеотдачи, в качестве оптимального выбирают вариант с лучшими экономическими показателями.
В нашей стране установлены единый порядок составления проектных документов по разработке нефтяных месторождений и единые требования к их основному содержанию. Принята следующая номенклатура проектных документов:
принципиальная схема разработки;
Технологическая схема разработки;
проект разработки;
уточненный проект разработки;
технологическая схема или проект опытной промышленной разработки.
В принципиальной и технологической схемах, составляемых для месторождений, содержащих несколько объектов или самостоятельных площадей разработки, отражают объекты и системы разработки, технологию извлечения нефти из недр, мак-
102
симальный уровень добычи нефти и сроки ввода месторождения. По результатам гидродинамических и экономических расчетов устанавливают основные технико-экономические показатели по вариантам разработки, оценивают текущую нефтеотдачу и обводненность продукции скважин, общие и удельные капитальные вложения, себестоимость, приведенные затраты и другие показатели.
В проекте разработки, составляемом вслед за технологической схемой, с учетом накопленного опыта уточняют исходные данные для расчета показателей, окончательно решают вопрос о технологии и системе разработки выделенных объектов, способах эксплуатации скважин на различных этапах, о сборе, подготовке и транспорте продукции скважин. Кроме того, определяются мероприятия по охране недр и окружающей среды.
Проект разработки — окончательный документ, на основе которого составляют проект обустройства месторождения и проводят все работы по обеспечению добычи нефти на месторождении.
' Технологическая схема или проект опытно-промышленных работ по испытанию новой технологии извлечения нефти из недр содержит дополнительно результаты лабораторных и теоретических исследований, а также результаты гидродинамических расчетов показателей разработки. Технико-экономический анализ полученных результатов характеризует эффективность предлагаемой технологии по сравнению с традиционными методами разработки./
Уточненный проект разработки составляют по необходимости в случае существенного отличия фактических показателей от расчетных. В этом документе большое внимание уделяют анализу причин расхождения проектных и фактических показателей, уточняют исходные данные и приводят технико-экономические результаты.
Проектные документы составляют на основе заданий на проектирование силами научно-исследовательских и проектных институтов нефтяной промышленности. При этом руководствуются законами СССР и союзных республик, решениями Советского правительства, приказами Министерства нефтяной промышленности, ГОСТами, ОСТами, инструкциями, методиками и нормативами.
Содержание проектных документов определяют соответствующим руководящим документом (РД). В каждом проекте или технологической схеме обосновывают работы по проектированию и общие географические и геологические сведения о месторождении, приводят геолого-физическую характеристику месторождения (на основании результатов промыслово-геофи-зических и гидродинамических исследований скважин, лабораторного изучения кернового материала и проб нефти, воды и
103
газа получают параметры, характеризующие коллекторские свойства пласта и физико-химические характеристики пластовой жидкости). Эти параметры используют в качестве исходных данных для подсчета запаса углеводородов и других полезных ископаемых, построения модели пласта и процесса извлечения из недр нефти, воды и газа.
Перечень и объем сведений регламентируют. Большое внимание уделяют данным о неоднородности распределения параметров пласта по площади и разрезу.
& В результате комплексного изучения месторождения, с учетом опыта разработки аналогичных месторождений, намечают различные варианты системы разработки и технологии воздействия на пластт?-Анализируя полученные в результате расчетов технико-экономические показатели, выделяют вариант, наиболее полно отвечающий основному принципу разработки, и рекомендуют его к внедрению. Для сравнения приводят данные расчетов по базовому варианту.
За базовый принимают вариант разработки методом, которым пользовались ранее на аналогичных месторождениях, или вариант, принятый ранее для данного месторождения.
К экономическим показателям разработки относятся:
капитальные вложения;
удельные капитальные вложения на добычу 1 т нефти;
текущие затраты без учета затрат на амортизацию основных производственных фондов;
эксплуатационные затраты, включающие затраты на амортизацию основных фондов;
себестоимость продукции;
прибыль;
, экономический эффект. \
[ Капитальные вложения—затраты на создание новых, реконструкцию и расширение основных производственных фондов (строительство скважин, объектов сбора, подготовки и транспорта продукции, объектов по очистке технологической воды и средств по ее закачке в пласты, электроснабжению, автоматизации производственных процессов добычи и транспорта нефти и др.). Эти вложения на 60—70% определяются стоимостью строительства скважин.1 Поэтому приближенно их оценивают по стоимости одной скважины с учетом коэффициента пропорциональности стоимости основных фондов и стоимости всех скважин. В проектах разработки капитальные вложения определяют по затратам на отдельные виды оборудования и затратам на строительно-монтажные работы, а также по нормативам капитальных вложений, принятым в отрасли.
Удельные капитальные вложения — отношение накопленных капитальных вложений к годовой добыче нефти. Различают удельные капитальные вложения на 1 т новой мощности, равные частному от деления капитальных вложений за
104
некоторый период времени к расчетной добыче нефти из новых скважин за этот же период времени. •'
f Текущие затраты определяются в основном числом скважин и зависят от объема текущей добычи нефти, воды и газа. От уровня добычи зависят затраты энергии на механизированную добычу, транспорт и первичную подготовку нефти/ Сюда же входят затраты на эксплуатацию системы воздействия на пласт.
, Эксплуатационные затраты — сумма затрат на амортизацию основных производственных фондов и текущих затрат.
Себестоимость добычи нефти — отношение эксплуатационных затрат к добыче нефти.
Приведенные затраты формируются из себестоимости добычи нефти и удельных капитальных вложений в виде
(IV.90)
где 5пр — приведенные затраты, руб/т; Сн — себестоимость нефти, руб/т; Е — нормативный коэффициент, руб/т; /С — удельные капитальные вложения, руб/т.
Для сопоставления вариантов технологических схем разработки используют показатель годового экономического эффекта
где Э — годовой экономический эффект, руб.; Snpi, 5ПР2 — приведенные затраты на единицу продукции, произведенные по базовой и рассматриваемой схем и по технологии разработки, руб.; Л2 — годовой объем добычи нефти, т.
Производительность труда — годовой объем добычи нефти или газа, приходящийся на единицу промышленно-производственного персонала, или стоимость валовой продукции на единицу промышленно-производственного персонала в единицу времени.
Валовая продукция нефтегазодобывающего предприятия определяется в денежном выражении произведением отпускной цены на нефть или газ на количество ее в единицу времени плюс стоимость прочих услуг.
Прибыль равна разнице между стоимостью сданной в ади-ницу времени продукции и эксплуатационными затратами. [
Используют и другие показатели, характеризующие эффективность деятельности предприятия. Определение комплекса экономических показателей регламентируется соответствующими инструкциями и методическими указаниями, принимаемыми в нефтяной и газовой отрасли.
