книги / Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки
.pdfРекомендации авторского надзора и анализа разработки должны исходить главным образом из принципиальных технологических решений, обоснованных в проектных документах. Необходимо, чтобы требуемые для их реализации за траты укладывались в основном в объем капитальных вложений и эксплуатацион ных затрат, определенных проектом разработки. Превышение затрат над проект ными в результате реализации мероприятий, предусмотренных анализами раз работки, не должно быть более 10—20%.
Если для достижения показателей разработки требуется резкое увеличение затрат по сравнению с проектными, следует разработать новый проект. Новый проект составляют вместо старого и в том случае, если необходимо резко увели чить темпы разработки месторождения.
§ 2. ИСХОДНЫЕ |
ДАННЫЕ О |
СТРОЕНИИ ЗАЛЕЖИ |
И СВОЙСТВАХ |
ПЛАСТОВЫХ |
СИСТЕМ |
Геологопромысловые исследования — ответственный этап, на.котором полу чают исходные данные для проектирования разработки нефтяной залежи (место рождения). От того, насколько полны и правильны представления об эксплуата ционном объекте на стадии проектирования, во многом зависит правильность выбора расчетной схемы и в конечном итоге — системы разработки залежи.
Вопросы, рассматриваемые в геологопромысловой части как технологической схемы, так и проекта разработки, примерно одни и те же, но глубина их освеще ния на разных стадиях неодинакова.
Сведения об эксплуатационном объекте и параметрах продуктивного гори зонта в технологической схеме имеют предварительный характер и уточняются при составлении проекта разработки.
Геологопромысловая часть технологической схемы (проекта) разработки нефтяной залежи (месторождения) должна содержать следующие основные разделы:
1)сведения о районе исследования;
2)геологическая характеристика месторождения;
3)строение залежи (эксплуатационного объекта);
4) литолого-физическая характеристика коллектора;
5)физико-химические свойства жидкостей и газов;
6)энергетическая и эксплуатационная характеристика залежи (объекта);
7)теплофизические свойства залежи;
8)запасы нефти и газа.
С в е д е н и я о р а й о н е и с с л е д о в а н и я . Краткие данные о гео графическом и административном положении района месторождения, рельефе местности, гидросети, климате; общие экономические сведения (промышленность, сельское хозяйство, населенные пункты, транспортные условия, источники водо снабжения, энергетическая база, обеспеченность района строительными материа лами, возможности использования нефти и газа); краткая характеристика усло вий разбуривания и обустройства месторождения с выделением участков, не удобных для заложения скважин (резко пересеченный рельеф, водоемы, заболо ченность и др.) и не подлежащих разбуриванию (населенные пункты, санитарные и другие зоны).
Раздел иллюстрируется обзорной картой района месторождения.
Г е о л о г и ч е с к а я х а р а к т е р и с т и к а м е с т о р о ж д е н и я состоит из следующих разделов: краткая история геологического изучения ме сторождения; стратиграфия; тектоника; нефтегазоносность; гидрогеологические условия месторождения.
С т р о е н и е з а л е ж и ( э к с п л у а т а ц и о н н о г о о б ъ е к т а ). В этом разделе освещены следующие вопросы геометрии залежи (залежей).
1. Детальная корреляция продуктивной части разреза, основанная на ла бораторном изучении керна и комплексе данных нефтепромысловой геофизики: выделяются в разрезе и прослеживаются по площади пласты коллекторов, уста навливаются места их слияния, выклинивания, замещения, определяются эф фективные толщины пластов.
При составлении технологической схемы разработки может быть принята за основу детальная корреляция, выполненная при подсчете запасов нефти и газа (при выделении коллекторов также можно использовать кондиционные значений коллекторских свойств и толщины, обоснованные при подсчете запасов).
При составлении проекта разработки детальная корреляция и кондиционные значения параметров уточняются с использованием дополнительного геологопромыслового материала, полученного в процессе промышленного разбуривания
иначальной стадии разработки эксплуатационного объекта.
2.Положение ВНК и ГНК в разных частях залежи с указанием определя ющих их геологических факторов. Приводится схема обоснования указанных
границ залежи (залежей) по данным керна, геофизических исследований и опро бования скважин. Определяется среднее значение абсолютных отметок контактовПо залежам с большими размерами водонефтяной зоны и со сложным строе нием ВНК, оказывающим значительное влияние на выбор системы разработки»
приводится карта поверхности ВНК.
3. Тектоническая структура залежи (залежей), контуры нефтегазоносности. размеры залежи; кратко описывается структура залежи по реперному горизонту, расположенному вблизи кровли пласта; характеризуется положение контуров нефтегазоносности (при значительной извилистости контуров указываются геоло гические причины> ее определяющие); приводятся размеры залежи и водонефтя ной зоны; дается определение типа Залежи.
Графические приложения: структурная карта с нанесением на нее внешних и внутренних контуров нефтеносности по пластам и границ распространения коллекторов; детальные геологические профильные разрезы эксплуатационного объекта с Нанесением начального (а при составлении проекта разработки и теку щего) положения ВНК и ГНК.
Наряду с графическими материалами должны быть приведены таблицы глубин и абсолютных отметок кровли и подошвы продуктивных пластов, положе ния ВНК, общих и нефтенасыщенных толщин.
Л и т о л о г о - ф и з и ч е с к а я х а р а к т е р и с т и к а к о л л е к тор а — степень освещенности коллектора керном, геофизическими и гидроди намическими исследованиями. По результатам этих исследований определяют следующее.
1.Литологический состав коллектора, гранулометрию, степень окатанностИ
иотсортированность зерен, состав цемента.
2.Проницаемость, пористость, нефтенасыщенность коллектора.
Названные параметры анализируют по отдельным пластам и эксплуатацион ному объекту, по данным каждого из видов исследования (лабораторное исследо вание керна, геофизические исследования скважин, гидродинамические исследо вания скважин и пластов) и поданным всего комплекса исследований. Указывают число исследованных скважин, интервалы и средние значения параметров, кратко обосновывают метод подсчета средних значений параметров.
По данным каждого из видов исследования оценивают степень изменения пористости и проницаемости коллектора. Для этого составляют таблицы, строят кривые распределения и определяют статистические показатели — средние квадратические отклонения, коэффициенты вариации и др.
По коллекторам смешанных типов (трещиновато-пористым, трещиновато- кавернозно-пористым и т. д.) наряду с общими для коллектора в целом значе ниями пористости, проницаемости, нефтенасыщенности определяют эти параметры раздельно для разного вида пустот (поры, каверны, трещины).
При значительной микронеоднородности коллектора выделяют группы, различающиеся по литолого-физическим свойствам, особенностям разработки и ожидаемой конечной нефтеотдаче.
По залежам, по которым предполагается заводнение при высоких давлениях нагнетания, приводят полученные по данным лабораторных исследований за висимости пористости и проницаемости от давления.
Графические приложения: карты изменения по площади пористости, прони цаемости, нефтенасыщенности (приводятся при высокой степени микронеоднород ности продуктивных пластов) с указанием границ групп коллекторов с разными литолого-физическими свойствами.
92
3. Геологическая макронеоднородиость продуктивных пластов. Для харак теристики макронеоднородности пластов необходимы статистические показатели общей и нефтенасыщенной толщи пластов, расчлененности и песчанистости раз реза в границах эксплуатационного объекта, интервалы изменения, средние зна чения, коэффициенты вариации, объемы выборки. Кроме того, в некоторых слу чаях используют и другие показатели макронеоднородности — степень выдер жанности (прерывистости) пластов, их литологической (гидродинамической) связанности и др.
По данным изучения неоднородности оценивают возможности продвижения жидкости вдоль и поперек напластования пород, выделяют зоны возможного «естественного» разрезания залежей, участки, опасные в отношении конусообразования, и т. д. По данным исследования скважин глубинными дебитомерами определяют дренируемую толщину эксплуатационного объекта.
Графические приложения: детальные геологические профили эксплуата ционного объекта; карты нефтенасыщенной толщины коллекторов; карты распро странения коллекторов с указанием тектонических нарушений, контуров нефтегазоносности, зон замещения коллекторов, слияния пластов, распространения групп коллекторов с разными литолого-физическими свойствами и др.
Ф и з и к о - х и м и ч е с к и е с в о й с т в а ж и д к о с т е й и га зов — охарактеризованы физико-химические свойства нефти, газов и пластовой воды эксплуатационного объекта в пластовых условиях, а также состав и свойства разгазированной нефти и выделившегося из нефти газа.
Для характеристики свойств нефти в пластовых условиях по данным анализа глубинных проб нефти, полученных в разных частях площади залежи и освеща ющих всю мощность эксплуатационного объекта, определяют следующие пара метры (или средние их значения): давление насыщения нефти газом, газосодержание, плотность, вязкость, объемный коэффициент, усадку, сжимаемость (коэф фициент объемной упругости). В соответствующей таблице указывают число ис следованных скважин и определения названных параметров.
По залежам, разработка которых предполагается в условиях значительного падения пластового давления или снижения последнего ниже давления насыще ния, приводятся составленные по данным анализов глубинных проб таблицы и графики зависимости вязкости пластовой нефти, объемного коэффициента и газосодержания от давления. Физико-химические свойства разгазированной нефти должны быть охарактеризованы следующими показателями: плотностью, кинети ческой вязкостью, молекулярной массой, температурой начала кипения и начала застывания, температурой насыщения нефти парафином, процентным содержа нием парафина, асфальтенов, силикагелевых смол, серы; фракционным составом, компонентным составом.
В соответствующей таблице приводят средние значения показателей по пластами по объекту в целом, с указанием количества выполненных опреде
лений.
Для характеристики свойств газа, растворенного в нефти, приводятся дан ные о его химическом (компонентном) составе, плотности (абсолютной и по воз
духу), сжимаемости.
Аналогичные сведения приводятся для характеристики газа, выделившегося из пластовой нефти при однократном разгазировании, и природного газа неф
тегазовых залежей.
Характеристика пластовой воды дается, исходя из необходимости учета ее свойств при гидродинамических расчетах, а также для оценки возможных по следствий смешивания ее с закачиваемой водой (усложнение условий эксплуата ции в связи с выпадением солей, жизнедеятельностью бактерий и др.). Приво дятся данные о плотности пластовой воды, ее вязкости, сжимаемости, раствори мости в ней газов, а также концентрации солей и содержании различных ионов.
Э н е р г е т и ч е с к а я и э к с п л у а т а ц и о н н а я х а р а к т е р и
с т и к и з а л е ж и |
(о б ъ ек та) — обосновываются принимаемые значения |
пластового давления |
и температуры залежи — начальные (в технологической |
схеме) и текущие (в проекте разработки). Приводится краткая характеристика законтурной зоны залежи, степени связи залежи с законтурной зоной и областью питания. Дается определение режима залежи.
93
По данным пробной эксплуатации (а при составлении проекта — и началь ного этапа промышленной разработки) устанавливают закономерности в измене нии пластовых давления и температуры, обосновывают допустимое их снижение при разработке объекта. Приводят эксплуатационную характеристику залежи: дебиты добывающих скважин, приемистость нагнетательных скважин, забойные давления, коэффициенты продуктивности и приемистости, гидропроводность пластов. Устанавливают условия, при которых осложняется эксплуатация скважин — начинается вынос породы в скважины вследствие разрушения при забойной зоны пласта, происходит аномальное обводнение скважин подошвенной водой, увеличивается газовый фактор, выпадает парафин в пласте, сокращается «работающая» толщина пласта в нагнетательных скважинах и др. Обобщают данные гидродинамического исследования скважин, характеризующие их интер ференцию. С учетом этих данных уточняют полученные при геологическом изуче нии залежи представления о наличии или отсутствии непроницаемых экранов (тектонических, литологических) на пути движения жидкости, о степени гидроди намической сообщаемости различных пластов и др.
Графические приложения: графики изменения основных показателей, ха рактеризующих работу скважин и пласта при пробной эксплуатации и промыш ленной разработке залежей; карты изобар и распределения температур; индика торные диаграммы; кривые гидропрослушивания скважин; кривые зависимости обводнения скважин и содержание песка в их продукции от дебита и др.
Т е п л о ф и |
з и ч е с к и е |
с в о й с т в а з а л е ж и . Теплофизические |
свойства пород и |
насыщающих их жидкостей даются для залежей с повышенной |
|
вязкостью нефти, |
по которым |
могут быть рассмотрены варианты разработки |
сприменением теплофизических или термохимических методов воздействия.
Вразделе приводят средние значения для пород и жидкостей коэффициента теплопроводности, удельного теплового сопротивления, удельной теплоемкости.
Названные показатели характеризуются раздельно для различных горных пород
и жидкостей. |
и г а з а . При подготовке раздела необходимо учиты |
З а п а с ы н еф ти |
|
вать д е й с т в у ю щ и е |
т р е б о в а н и я к подготовке запасов и порядок |
их утверждения. В соответствии с классификацией запасов месторождений (за лежей) нефти и газа они считаются подготовленными дл япромышленного освоения при следующих соотношениях категорий запасов:
|
Категории, |
|
I группа — месторождения простого геологического |
В |
Сх |
|
|
|
строения: |
30 |
70 |
а) в новых нефтегазодобывающих районах |
||
б) в районах с развитой нефтегазодобывающей про |
20 |
80 |
мышленностью ................................................ |
||
II группа — месторождения сложного геологического |
— |
100 |
строения |
Возможность ввода в разработку месторождений I группы при меньшей, чем указано, доле запасов категории В устанавливается ГКЗ СССР при утвержде
нии запасов.
Проектные документы на разработку месторождений утверждаются при на личии утвержденных ГКЗ СССР запасов указанных категорий. По нефтяным и нефтегазовым месторождениям с извлекаемыми запасами до 25 млн. т, находя щимся в районах действующих нефтепроводов, газопроводов и нефтепромыслов, проектные документы могут по согласованию с ^КЗ СССР утверждаться при на личии оперативно подсчитанных запасов, с последующим их подсчетом и утвер ждением. Коэффициенты извлечения нефти устанавливаются ГКЗ СССР на основании технико-экономических расчетов, апробированных Министерством
нефтяной промышленности.
При составлении технологической схемы приводят запасы нефти и растворен ного газа, числящиеся на балансе Всесоюзного геологического фонда, по залежи в целом и раздельно по зонам (нефтяная, водонефтяная, подгазовая, газовая).
Называют организацию, утвердившую (апробировавшую) запасы, и дату утвер ждения. Запасы показывают по категориям — балансовые и извлекаемые (на чальные и остаточные). В виде таблицы по залежи в целом и по зонам в разделе отражают параметры, принятые при подсчете запасов объемным методом: пло щадь нефтеносности, среднюю иефтенасыщенную толщину, коэффициент эффек тивной пористости, коэффициент нефтенасыщенности, плотность нефти на поверх ности (в стандартных условиях), пересчетныи коэффициент. Коэффициент конеч ной нефтеотдачи принимают по залежи в целом.
При наличии газовой шапки приводят аналогичные данные о запасах природ ного газа по залежи в целом и по зонам — чисто газовой и газонефтяной. При этом дают сведения о принятых при подсчете значениях площади газонасыщенности, газонасыщенной толщины, коэффициента газонасыщения, начального и теку щего пластового давления, поправок на температуру, коэффициента сжимаемости газа.
Для многопластового объекта разработки запасы нефти, нефтяного газа и природного газа и принятые подсчетные параметры приводят раздельно по пластам, а по пластам со смешанными типами коллекторов — раздельно по видам пустот (в порах, кавернах, трещинах).
При составлении проекта разработки следует учитывать не только данные, имевшиеся на дату подсчета запасов, но и весь дополнительно полученный гео логопромысловый материал. Если дополнительные сведения существенно изме няют сложившиеся ранее представления об эксплуатационном объекте (его строе нии, положении контуров нефтеносности, параметрах продуктивных пластов и т. д.), излагают соответствующие обоснования и выполняют работу по уточне нию балансовых запасов нефти и газа. В таких случаях сопоставляют балансовые запасы и значения подсчетных параметров по зонам, пластам и эксплуатацион ному объекту в целом, полученные в результате пересчета и принятые при по следнем утверждении запасов.
При необходимости уточнения ранее принятого коэффициента конечной нефтеотдачи дается геологическое обоснование (изменение представлений о ха
рактере и степени |
геологической |
неоднородности |
и проницаемости |
пластов, |
|
о размере водонефтяной или нефтегазовой зоны и |
т. д.). |
Уточненный |
коэффи |
||
циент нефтеотдачи |
обосновывается |
в технологической |
части проекта разра |
||
ботки. |
|
|
|
|
|
В геологопромысловой части технологической схемы, наряду с основными параметрами, должны быть также рекомендации по выбору системы разработки (а проекта — по уточнению ранее принятой системы разработки), вытекающие на основании геологического изучения залежи.
С учетом накопленного опыта разработки нефтяных месторождений и вы полненного ранее большого объема работ по проектированию разработки опреде ляют наиболее возможные в конкретных геолого-физических условиях варианты основных технологических решений. Эти рекомендации должны служить основой для выбора расчетных вариантов в технологической части проектного доку мента.
В кратком виде формулируются предложения по выбору метода воздействия, возможному размещению рядов (очагов) нагнетательных скважин, диапазону плотности сетки добывающих скважин, методу эксплуатации скважин, перепа дам давления между зонами нагнетания и отбора и т. д. Дается ориентировочный прогноз вероятной для рассматриваемых геолого-физических условий динамики основных показателей разработки, годовых темпов добычи нефти и отбора жид кости, обводнения продукции и др.
Наряду с геологическим обоснованием системы разработки должны быть кратко сформулированы основные условия успешной ее реализации — порядок разбуривания объекта (с учетом степени изученности запасов и продуктивности различных частей залежи); требования, предъявляемые при вскрытии пластов в процессе бурения; оптимальные интервалы перфорации в нагнетательных и добывающих скважинах в различных частях залежи; рекомендуемый способ эксплуатации скважин; геологические ограничения на дебиты и приемистость скважин и др.
95
ГЛАВА II
ВЫДЕЛЕНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ОБЪЕКТОВ НА МНОГОПЛАСТОВЫХ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ
§ 1. КРИТЕРИИ И ПРИНЦИПЫ ВЫДЕЛЕНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ОБЪЕКТОВ
Эксплуатационный объект — это часть нефтяной залежи по площади и по толщине пластов, предназначенный для эксплуатации по самостоятельнымсет кам добывающих и нагнетательных скважин. Правильный выбор таких объек тов — залог эффективной разработки нефтяного месторождения с высокими тех нико-экономическими показателями.
В настоящее время в связи с улучшением технической оснащенности промыс лов наблюдается тенденция учета большего числа параметров и критериев при объединении нескольких пластов в один эксплуатационный объект. Например, значительная разница в проницаемости пород пластов с различными свойствами не влияет на их объединение в один объект разработки, так как методы поддержания давления при закачке воды в различные пласты через нагнетательные скважины, расположенные по единой сетке, позволяют регулировать продвижение водонефтяного контакта. С увеличением числа разрабатываемых пластое один и тот же дебит получают при меньших депрессиях, в результате чего удли няется фонтанный период работы пласта, эксплуатируются насосные сква жины с меньшими глубинами спуска оборудования, затрудняется разруше ние слабосцементированных пластов и прорыв посторонних вод в скважи ну и т. д.
Различные пласты объединяются на основе комплексного изучения геологи ческого строения залежи и отдельных ее объектов, гидродинамической их харак теристики и технико-экономических показателей разработки при различных схемах выделения эксплуатационных объектов [10]. Основной критерий правиль ности выделения эксплуатационных объектов — рациональность показателей разработки. Считается лучшим тот вариант, который обеспечивает выполнение плановых заданий при наименьших расходах средств и максимально возможных коэффициентах нефтеотдачи в условиях соблюдения всех необходимых мер по охране недр и окружающей среды.
При изучении геологического строения продуктивной толщи анализируются различные ее характеристики: толщина и число продуктивных пропластков и раз деляющих их промежуточных зон; литологическая характеристика продуктивных пластов; коллекторские свойства пород; типы залежей, приуроченные к различ ным горизонтам; степень совпадения в них и положение водонефтяных контактов (ВНК); наличие водоносных и газовых горизонтов в продуктивной толще; ожи даемые и планируемые режимы работы пластов; состав и свойства нефти п газа в различных горизонтах; запасы в них нефти и газа.
Самостоятельными объектами разработки могут быть пласты значительной толщины, имеющие крупные (20—30 м и более) непроницаемые разделы. При не большой их толщине и наличии зон слияния, осложняющих раздельное нагнета ние воды в каждый из пластов и регулирование ррггтгеов разработки, пласты объединяются в единый эксплуатационный объект. Желательно, чтобы типы за лежей были одинаковыми.
Нецелесообразно объединять пласты с различной литологической характе ристикой (например, коллектор, сложенный трещиноватыми карбонатными по родами, с терригенным). Считается, что допустимо совмещать пласты, проницае мость пород в которых различается в 2—3 раза, если методы поддержания давле ния позволяют выравнивать темпы их выработки.
Объединение пластов целесообразно при единых водонапорной системе и по верхности водонефтяного контакта и нецелесообразно при условиях быстрого обводнения одного или нескольких пластов и при химической несовместимости пластовых вод. Совместная разработка пластов облегчается, если природные их условия способствуют проявлению или поддержанию одинакового гидродинами ческого режима работы.
96
На выбор эксплуатационных объектов влияют физические и физико-химиче ские свойства нефти и газа. Высокая вязкость нефти, большое различие в давле ниях насыщения нефти газом, значительное содержание парафина и сернистых соединений в нефти некоторых пластов препятствует объединению их в один объект с другими горизонтами. В некоторых случаях нельзя объединять пласты
вследствие высокого содержания азота, сероводорода и других примесей в газе, растворенном в нефти.
Допустимые пределы снижения давления ниже давления насыщения нефти газом определяются по данным гидродинамических расчетов, с помощью которых устанавливаются ожидаемые забойные депрессии при различных схемах объеди нения пластов и различных вариантах разработки. Считается, что для объедине ния пластов в один объект эксплуатации при водонапорных режимах во избежа ние засорения коллекторов газом .забойные давления в скважинах не должны быть ниже чем на 25 % от давления насыщения газом нефти объединяемых гори зонтов.
Целесообразность объединения пластов в один объект эксплуатации, уста новленная по упомянутым геологическим признакам, далее уточняется и прове ряется технологическим анализом, гидродинамическими и экономическими рас четами. При этом рассматривается ряд вариантов показателей совместной раз работки пластов, объединенных в один эксплуатационный объект, в различных сочетаниях. Следует учитывать, что при совместной разработке нескольких пластов утрачиваются некоторые положительные качества раздельной эксплуа тации каждого из них. Например, максимально возможная добыча нефти из всех горизонтов при самостоятельной их разработке может значительно превышать суммарный дебит этих же пластов при объединении их/В один объект эксплуата ции. Это связано с различием допустимых депрессий давления между забоями скважин и пластом некоторых объединяемых объектов. При совместной эксплуа тации забойные давления устанавливаются по какому-либо одному признаку или по нескольким из них, ограничивающих отбор нефти (разрушение слабосцементированных пород одного из горизонтов, повышенное значение давления насыще ния нефти газом в другом, близость газонефтяного или водонефтяного контактов и т. д.). Эти особенности в свойствах некоторых из объектов вынуждают устанав- •ливать депрессии, значительно меньшие, чем те, которые допустимы для ряда других объединяемых горизонтов. Имеются и другие причины снижения суммар ной продуктивности пластов при их объединении. В результате уровень макси мальных отборов нефти из пластов при их объединении снижается. Поэтому в про цессе гидродинамических расчетов оценивается продуктивность каждого из объединенных пластов.
Дебиты скважин при объединении высокопродуктивных горизонтов должны быть согласованы с пропускной способностью и производительностью имеющегося эксплуатационного оборудования.
Целесообразный вариант объединения пластов окончательно определяется по данным экономического анализа.
Разделение залежи по площади на эксплуатационные объекты проводится с учетом разобщенности различных частей залежи тектоническими нарушениями и зонами выклинивания пластов с учетом существенных изменений коллектор ских свойств пород по простиранию пластов и физических свойств нефти, с учетом геометрии залежи, неравномерностей залегания запасов и водонефтенасыщенности коллекторов в различных частях залежи и т. д.
Из сказанного следует, что для правильного и своевременного решения задач выделения эксплуатационных объектов необходимо соответственно орга низовать разведку и подготовку многопластовых нефтяных месторождений к раз
работке (об этом см. в работе [10]).
Было показано, что существенная роль при выделении эксплуатационных объектов принадлежит геологическим характеристикам объединяемых горизон тов. Сложность их анализа заключается в недостаточности имеющихся количе ственных оценок весомости упомянутых геологопромысловых характеристик объединяемых пластов. Поэтому в последнее время делаются попытки при вы делении эксплуатационных объектов учесть количественные критерии, связанные с геологическими особенностями строения различных горизонтов. В качестве
97
примера приводится методика количественной оценки степени различия свойств объединяемых пластов, предложенная В. Г. Каналиным [41 ]. Методика позволяет оценивать зависимость коэффициента продуктивности скважин при совместной эксплуатации пластов от степени их различия по нескольким геологопромысло вым признакам. По этой методике можно (по данным учета снижения годовых отборов нефти при различных вариантах объединения пластов) определить влия ние степени различия свойств пластов на результаты их совместной эксплуа тации.
§ 2. КОЛИЧЕСТВЕННАЯ ОЦЕНКА СТЕПЕНИ РАЗЛИЧИЯ СВОЙСТВ ПЛАСТОВ ПО ГЕОЛОГОПРОМЫСЛОВЫМ ПРИЗНАКАМ
Снижение коэффициента продуктивности скважин, эксплуатирующих одновременно несколько нефтеносных пластов
В процессе разработки многопластовых эксплуатационных объектов нефтя ных месторождений различных нефтедобывающих районов страны было замечено,
что средний коэффициент продуктивности скважин /Ссов» эксплуатирующих
несколько пластов совместно, меньше суммы /Ссум средних значений коэффициен тов продуктивности скважин, эксплуатирующих те же пласты отдельно, т. е-
п |
|
Ксов</(сум= S Ки |
(П.1) |
1=1 |
|
где Ki — средний коэффициент продуктивности скважин, |
эксплуатирующих |
только t-ый пласт (i = 1, 2, ..., л); п — число пластов, объединяемых в один экс плуатационный объект.
Анализ причин снижения коэффициента продуктивности при совместной эксплуатации пластов по сравнению с раздельной позволяет сделать вывод о том, что отмеченное явление изучено недостаточно, особенно его физическая сущность. Ряд исследователей считают, что снижение коэффициента продуктивности зави сит от перетоков жидкости из одного пласта в другой, другие уделяют значитель ное внимание потерям за счет гидравлических сопротивлений в стволе скважины, третья группа авторов это объясняет техническими причинами — например, диаметром лифта, четвертая группа исследователей это объясняет взаимовлиянием эксплуатируемых пластов.
Анализ промысловых данных позволяет сделать вывод, что значение сниже ния средних коэффициентов продуктивности Д/С, равное разнице суммарных
(/Ссум) и совместных /Ссов коэффициентов продуктивности |
|
д7С=7Ссум-Ксов, |
(11.2) |
тем больше, чем больше число пластов объединяется в один эксплуатационный объект.
Например, на Западно-Сургутском месторождении снижение средних коэф фициентов продуктивности скважин, эксплуатирующих совместно пласты БСХ+ БС2_з и БСх + БС10, составляет (1,7ч-3) 10”2 кг/(сут-Па), при совместной
эксплуатации трех пластов (БСх + БС2_3 + БС^) коэффициент Д/С уже увеличи вается до 5,21-10“2 кг/(сут*Па). Аналогичная картина наблюдается на УстьБалыкском месторождении, где средние коэффициенты продуктивности сква жин, эксплуатирующих совместно пласты БСХи БС2_3, снижаются^на 1,9 X
X 10~2 кг/(сут*Па), а в случае приобщения третьего пласта (БС4) Д/С увеличи вается до 3,8-10~2 кг/(сут-Па).
Если в один эксплуатационный объект совмещается большое число пластов, степень снижения коэффициента продуктивности будет достигать еще больших значений. Максимальное значение уменьшения коэффициента продуктивности при совместной эксплуатации пластов по сравнению с раздельной достигает 35—45 %.
98
Очевидно, отмеченные явления можно учитывать при решении вопроса об оптимальном варианте объединения нескольких продуктивных пластов в один эксплуатационный объект на стадии составления технологической схемы, гене
ральной схемы или проекта разработки многопластового нефтяного месторо ждения.
Обозначим через Xнекоторую осредненную количественную характеристику степени различия пластов по какому-либо признаку
Х= |
(11.3) |
где Хг —-^среднее значение какого-либо геологопромыслового признака первого
пласта; Х2 — среднее значение этого же признака по второму пласту. Тогда
Ксов —[(П) Xh, Xk, Я|1, Яр, Я/Ср, ХКп, Лрпл» ^)» |
(II.4) |
где п — число объединяемых пластов; h — эффективная толщина; k — прони цаемость; |х — вязкость нефти; р — плотность нефти; /(р — коэффициент расчле ненности; Кп — коэффициент песчанистости; Арпл — разница пластовых давле ний; L — расстояние между объединяемыми пластами.
Определив /(сов и используя методику гидродинамических расчетов, осно ванную на учете коэффициентов продуктивности, можно найти возможное снижение добычи нефти при различных варйантах объединения нескольких пластов в эксплуатационные объекты. Оценив экономическую эффективность каждого из рассмотренных вариантов, принимают решение о наиболее оптималь ном варианте объединения продуктивных пластов в эксплуатационные объекты в разрезе многопластовых нефтяных месторождений. Особое значение это имеет для новых многопластовых нефтяных месторождений, так как выработка объек тивных рекомендаций по выделению эксплуатационных объектов в таком случае позволит уменьшить вероятность серьезных ошибок при проектировании разра ботки и снизить размеры возможных дополнительных капитальных вложений при последующем исправлении допущенных ошибок.
Отношения геологопромысловых параметров как характеристика степени различия пластов
Так как не проводятся исследовательские работы в полном объеме, имеется
небольшое число разведочных скважин и т. д., оценить величины /(*, /(сум, /(сов на стадии окончания разведки и составления технологической схемы разработки трудно. Исходя из этого, при решении вопроса об объединении нескольких пла стов в один эксплуатационный объект вначале устанавливается зависимость величины снижения коэффициента продуктивности при совместной эксплуатации
(/(сов) от степени различия свойств объединяемых пластов не для эксплуатацион ного объекта в целом, а для отдельной скважины. В качестве количественной характеристики степени различия двух пластов по тому или иному признаку в одной l-й скважине можно принять величину, характеризующую отношение геологопромысловых признаков соседних продуктивных пластов в одной и той же скважине,
Xi |
(П.5) |
где X1j и X2j — значения геологопромысловых признаков / первого и второго множеств соседних (первого и второго) продуктивных пластов в одной скважине; i = it 2, ..., N\ j = 1, 2, ..., M (iV — число разведочных скважин, М — число
геологопромысловых признаков).
С помощью Xi можно оценить степень и характер взаимовлияния пластов при их совместной эксплуатации. Величину /(сов* коэффициента продуктивности
99
отдельной скважины, эксплуатирующей два пласта, можно представить в виде функции
Ксов i — / (ki) |
|
(I I*6) |
|
или |
|
|
|
/(сов |
fi (Mi, kk, |
L), |
(II.7) |
где /i, k, |
L — те же обозначения, что и в (II.4). |
||
При сравнении нескольких (больше двух) |
продуктивных пластов с целью |
их объединения в один эксплуатационный объект задача усложняется. При че тырех продуктивных пластах будем иметь четырехмерную регрессию ф = ср (к12,
к13, |
>ПРИтРех — трехмерную регрессию ф = |
ср (Я,12, Л13), при двух — парную |
|||
регрессию: |
|
|
|
(Н.8) |
|
|
1>= |
|
|
|
|
|
Тогда в соответствии с (11.2) снижение коэффициента продуктивности Д/С |
||||
для п пластов будет иметь вид |
|
||||
|
Д7( = |
У (Кх + /С2 + |
+/Сл) - « гсов |
(11.9) |
|
Из |
(11.6) |
следует, |
что при |
трехмерной регрессии |
|
|
Ксов i = / (^12у» ^1зу)» |
|
(IM0) |
||
при |
четырехмерной |
регрессии |
|
||
|
^СсОВ i = f (к12» |
^13» |
|
(II.11) |
|
|
Реализация поставленной задачи на ЭВМ затруднений не вызывает. |
||||
|
Для оценки информативности величины к и влияния ее на результаты совмест |
ной эксплуатации продуктивных пластов (многопластовых эксплуатационных объектов) были построены карты отношений геологопромысловых параметров: гидропроводности (Ле), проницаемости (Х/г), эффективной толщины (kh) по смеж ным продуктивным пластам Усть-Балыкского, Западно-Сургутского, Правдинского, Самотлорского месторождений. Сравнительный анализ этих карт с кар тами разработки по отмеченным месторождениям позволил сделать вывод о хоро шей связи величины К с результатами разработки пластов, т. е. величина к удо влетворительно отражает влияние степени различия пластов по отношениям геологопромысловых признаков на результаты их совместной эксплуатации.
Если определяется /Ccobi, необходимо для каждой скважины, кроме /Ссов»
знать значения J]Ki коэффициентов продуктивности той же скважины при усло вии раздельной эксплуатации объединенных пластов. Задачу можно решить
косвенно, т. е. путем изучения корреляционной связи между и какими-либо геологическими или геофизическими параметрами. Полученные уравнения ре
грессии (см. § 3) можно использовать при вычислении 2 Ki для пластов, эксплуа тируемых совместно одной скважиной.
Задача установления конкретного вида зависимостей типа (II.7), (11.10), (11.11) также решается на основе корреляционно-регрессионного анализа. Анализ
зависимостей величины Ксов от значений ki для ряда геологопромысловых пара метров показал, что такая зависимость существует при коэффициентах корреля ции, изменяющихся от 0,78 до 0,96.
Найдя аналитическое выражение функции (II.6), (II.7), (11.10), (11.11) по разрабатываемым месторождениям, можно предполагать, что они будут суще ствовать и для месторождений, подготавливаемых к вводу в разработку. Однако в этом случае задача должна решаться обратным путем, поскольку в разведочных скважинах мы, как правило, располагаем большим количеством информации
о свойствах (в том числе и о 2^0) отдельных пластов. В то же время практически отсутствует информация о характеристиках скважин, эксплуатирующих не сколько пластов совместно.
100