книги / Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки

альные средства можно использовать в другом месте и благодаря задержке буре­ ния резервных скважин получить определенный народнохозяйственный эффект (следует учитывать, что конечная нефтеотдача на рассматриваемой залежи не зависит или почти не зависит от времени разбуривания резервных скважин). С другой стороны, резервные скважины второй категории — не только средство повышения конечной нефтеотдачи, но также и средство повышения уровня те­ кущей нефтедобычи (средство интенсификации разработки рассматриваемой за­ лежи). С этой точки зрения выгодно их бурить раньше. Определить оптимальный момент разбуривания резервных скважин в общем виде невозможно, так как он зависит от многих конкретных условий.

Отметим, что в ряде случаев главным целевым назначением части резервных скважин может быть повышение уровня текущей нефтедобычи. Эти скважины не способствуют повышению конечной нефтеотдачи, но ускоряют разработку залежи. Принято называть такие скважины резервными скважинами третьей категории.

Основная область возможного применения этих скважин, по-видимому, — линзы III вида. Действительно, в этих линзах могут содержаться значительные запасы нефти (по существу это небольшие обособленные залежи), а благодаря сравнительно большим значениям толщины и проницаемости из них можно полу­ чить неплохие дебиты скважин, в то же время основной фонд скважин для их разработки может быть использован не скоро, вероятнее всего на заключительной стадии разработки — через 15, 20 или 30 лет. Между тем бурение одной или не­ скольких скважин на такую линзу из числа резервных и закачка воды позволит получить из нее нефть уже в начальной стадии разработки. Таким образом, при определенных конкретных условиях бурение резервных скважин третьей категории на линзы III вида будет вполне целесообразно.

При определенных условиях бурение резервных скважин третьей категории будет также целесообразно и на линзы IV вида, которые могут очень слабо раз­ рабатываться вследствие плохого поступления в их воды из действующих нагне­ тательных скважин основного фонда. Бурение же под нагнетание воды одной или нескольких дополнительных скважин из числа резервных может значительно ускорить разработку таких линз. В других случаях для улучшения разработки этих линз иногда целесообразно бурить дополнительные эксплуатационные сква­ жины из числа резервных.

§ 2. РАЗМЕЩЕНИЕ СКВАЖИН ОСНОВНОГО ФОНДА

На стадии проектирования систем разработки наши познания о залежи и коллекторе, как правило, позволяют исходить лишь из идеализированной за­ лежи — расчетной схемы, в которой пласт считается однородным или, в лучшем случае, идеализированно неоднородным, а форма залежи либо простой геометри­ ческой фигурой (полоса, круг, кольцо, сектор), либо суммой таких простых фи­ гур. Поэтому для определения рационального размещения скважин основного фонда следует исходить из решений об оптимальном размещении скважин, полу­ ченных для однородных пластов и простых геометрических форм залежи.

Для напорных режимов при полосовой и круговой формах залежи эта проб­ лема была исследована как при ряде упрощающих допущений, так в последние годы и в-более полной постановке с применением современных быстродействую­ щих автоматических цифровых вычислительных машин. Последние исследования показали, что в настоящее время целесообразно пользоваться формулами и гра­ фическими зависимостями, полученными при гидродинамическом исследовании проблемы в упрощенной постановке, поскольку они достаточно близки к более

ресурсах) по сравнению с любыми другими вариантами размещения скважин. Поэтому для каждого числа скважин при заданном числе одновременно работа,-

131

ющих батарей для данной залежи существует единственное наилучшее число всех батарей скважин. Это позволяет избежать повторения в каждом проекте большого числа различных вариантов размещения одного и того же числа скважин.

2. В залежах или выделенных при внутриконтурном заводнении блоках полосовой формы нужна более редкая сетка скважин в первом (от контура нефте­ носности) ряду и более плотная их в последнем ряду. В остальных рядах расстоя­ ния между скважинами и между рядами должны быть одинаковыми.

Физически это объясняется тем, что скважины первого ряда эксплуатируются (до их обводнения) всего лишь один этап в отличие от других, работающих более долго (два-три этапа), а скважины последнего ряда после обводнения всех преды­ дущих рядов эксплуатируются один этап (без помощи скважин других рядов).

3. В залежах круговой формы сгущение сетки скважин (при неподвижном контуре питания с внешней стороны залежи, например, законтурное заводнение) должно постепенно увеличиваться от периферии к центру. Помимо указанных факторов здесь сказывается то обстоятельство, что по мере продвижения водо­ нефтяного контакта к центру залежи сокращается площадь разработки и умень­ шается число одновременно работающих скважин.

Практически рациональное размещение скважин определяется следующим образом.

В полосообразной залежи при условии одновременной работы рядов по два расстояния между ними и между скважинами в рядах должны быть одинаковы. Исключение составляют первый и последний ряды. В этом случае справедливы

где а±— расстояние от первого ряда до контура нефтеносности; а — расстояние между остальными рядами; а^ — расстояние от последнего ряда до предпослед­ него; пг — число скважин в первом ряду; а — число скважин в остальных рядах; rik — число скважин в последнем ряду.

Если в полосообразной залежи ряды будут работать по три одновременно, то следует воспользоваться формулами

В остальных рядах расстояния между скважинами и между рядами должны быть одинаковыми. Поскольку значения аъ ak и пх мало отличаются соответ­ ственно от а и а, их в первом приближении можно брать равными и только число скважин, в последнем ряду увеличивать на V8 при работе рядов по два и на 2/3 при работе рядов по три.

Поэтому следует пользоваться следующей методикой проектирования рацио­ нальных сеток добывающих скважин на полосообразных участках залежей.

Задавшись наиболее вероятным для рациональной разработки залежи числом рядов, определяем расстояния между всеми рядами по формуле

d

где d — ширина полоособразного участка при одностороннем напоре.

С помощью номограммы (рис. IV.2) по значению ailrc находим расстояния между скважинами 2аj, а следовательно, и число скважин. Затем по приваденным формулам определяем пъ tik и а,, а^. За радиус-скважины гс принимаем приве­ денный радиус, учитывающий ее несовершенство.

П р и м ер . Имеется залежь с односторонним питанием шириной d = 1500 м и длиной 3000 м. Решено разместить три ряда эксплуатационных скважин. Ряды скважин будут эксплуатироваться по два. Приведенный радиус скважин примем

/■с = 5,5 см.

132

Определим основное расстояние между рядами:

От соответствующей точки нижней горизонтальной шкалы номограммы (см. рис. IV.2) проводим вертикаль до пересечения с наклонной кривой 2 (ряды работают по два); от этой точки пересечения проводим вправо горизонталь до

Для полного технико-экономического анализа возможных схем размещения скважин и выбора варианта с наиболее целесообразным числом скважин тем же способом следует построить сетку скважин для большего и для меньшего числа

133

Рис. IV.3. Расчетная диаграмма расположения круговых рядов скважин, гн —радиус контура питания; гс —приведенный радиус скважины; г^ —радиус i-ro ряда скважин; Я-t —параметр плотности сетки

рядов (достаточно один-два). При двустороннем напоре залежь надо разделить осевой линией, установить схему размещения скважин для половины залежи (при сложении двух внутренних рядов получим один центральный ряд с двойным числом скважин).

Для круговых залежей или для участков, которые с той или иной степенью приближения можно представить в виде кольца либо секторов круга или кольца, решение получено в виде системы трансцендентных уравнений. Пользоваться этой системой для прямого решения практических задач невозможно. Поэтому построена расчетная диаграмма расположения рядов скважин (рис. IV.3).

Задаемся числом рядов скважин. Если известен радиус внутреннего ряда, то, поделив его на радиус начального контура нефтеносности, определим соот­ ветствующее значение /7гн на оси ординат. Затем проведем горизонтальную пря­

134

мую до пересечения с кривой, номер которой соответствует числу рядов скважин, а отношение гн/гс наиболее близко к таковому для нашей залежи. От полученной точки проведем вертикаль, при пересечении которой с вышележащими соответ­ ствующими кривыми на оси ординат определим радиусы всех остальных рядов (в долях от радиуса контура нефтеносности). Если радиус внутреннего ряда неиз­ вестен, но известно, что залежь представляется полным кругом с центральной скважиной, тогда радиус внутреннего ряда определяется в точке пересечения ор­ динаты одной из пяти нижних вспомогательных кривых с соответствующей основ­ ной кривой. Дальнейшие операции полностью совпадают со случаем, описанным ныше. Из той же диаграммы на горизонтальной оси находится параметр плот-

ности сетки скважин Ях. Затем вычисляются lg — (гс — приведенный радиус Гс

г?_, скважин) и значения — г----- 1 для всех рядов.

'1

Рассмотрим номограмму, представленную на рис. IV.2. Соединив прямой точки на первой и второй (считая слева направо) вертикальных шкалах, соответ­ ствующие вычисленным значениям, и продолжив ее до пересечения с третьей шкалой, найдем значения о для каждого ряда. Эти значения рациональны при работе рядов по одному. Чтобы получить расстояния между скважинами, наилуч­ шие при одновременной работе двух или трех рядов, нужно от точки пересечения на крайней правой шкале провести горизонталь до наклонной кривой /, а затем по вертикали вверх до кривых 2 или 3 вновь вернуться на шкалу сг. Этим путем определяют расстояния между скважинами во всех рядах.

Пример пользования рис. IV.3 показан пунктирными линиями. Для пяти эксплуатационных рядов радиус контура нефтеносности гн = 5000 Mt радиус

В действительности не бывает залежей с однородным пластом и с идеально круговой или полосовой формой. Поэтому скважины, уплотняющие сетку в цен­ тральных рядах, в большинстве случаев следует закладывать в резерв, а их число нужно согласовывать с числом резервных скважин, получающихся для непрерывного пласта с точки зрения достижения рентабельного предела нефте­ добычи (как описано в § 3 настоящей главы).

§ 3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ НЕОБХОДИМОГО ЧИСЛА РЕЗЕРВНЫХ СКВАЖИН

Основная цель бурения резервных скважин первой и второй категории — увеличение конечной нефтеотдачи пласта. Одним из возможных критериев целе­ сообразности бурения резервных скважин может служить себестоимость допол­ нительной добычи нефти, которая не должна превышать определенный предел — предел рентабельной себестоимости, зависящей от качества добываемой нефти, местоположения данной залежи и др.

Н е п р е р ы в н ы й п л а с т . В таком пласте целесообразно бурение ре­ зервных скважин вдоль линии стягивания контуров нефтеносности. На основании анализа работ, проведенных рядом исследователей, количество нефти g, остаю­ щейся в целиках между скважинами стягивающего ряда, можно выразить сле­ дующим образом:

g = 0,41/ima|}/ , (IV. 1)

135

где 3к — средние капитальные затраты на бурение, оборудование и обустройство одной резервной скважины; 39 — средние текущие эксплуатационные затраты на обслуживание одной эксплуатационной резервной скважины за весь срок ее работы.

Очевидно, бурение V*й скважины в стягивающем ряду будет оправдано,

если

С < Ср,

Где СР — предельно рентабельная себестоимость нефти рассматриваемой залежи. Тогда оптимальное число скважин в стягивающем ряду

•Q,41/imaP/2flBCp ^ Зк + Зэ

Зная число скважин основного фонда N0t располагающихся на линии стяги­ вающего ряда, определим число необходимых резервных скважин:

Необходимо учитывать, что при выводе приведенных формул не учитывалось влияние неоднородности пород по проницаемости и пористости на образование целиков нефти между скважинами и на длину линии стягивания. Учет неодно­ родности привел бы к увеличению размеров целиков нефти между скважинами стя­ гивающего ряда. Однако, с другой стороны, при выводе приведенных формул предполагалось, что скважины отключаются после небольшого обводнения. Учет работы значительно обводненных скважин привел бы к уменьшению цели­ ков нефти. Таким образом, обе эти неточности в какой-то мере компенсируются.

Увеличение длины линии стягивания контуров нефтеносности в процессе проектирования точно установить невозможно. Ее можно определить лишь после расчета дебитов всех скважин основного фонда и толщин пласта на отдельных уча­ стках, т. е. после разбуривания основной сетки скважин и определенного периода их эксплуатации. В этом случае учитываются как реальная неоднородность

136

продуктивного пласта, так и особенности намеченной системы разработки. При проектировании длину линии стягивания контуров нефтеносности можно опреде­ лить лишь исходя из формы залежи, считая пласт однородным. Затем ее увели­ чивают на 20—40 % с учетом вероятной реальной неоднородности пласта.

П р е р ы в и с т ы й п л а ст . В таком пласте целесообразно бурение ре­ зервных скважин второй и третьей категории. В настоящее время на стадии про­ ектирования еще нельзя определить необходимое число скважин третьей ка­ тегории до разбуривания и исследования скважин основного фонда. Число ре­ зервных скважин второй категории ориентировочно на основании изучения пре­ рывистости пласта определить можно по аналогии с подобными разбуренными месторождениями.

Многие резервные скважины второй категории могут одновременно выпол­ нять и функции резервных скважин третьей категории. Остановимся поэтому на методике определения необходимого числа резервных скважин второй катего­ рии.

В качестве основного критерия, как и в случае непрерывного пласта, при­ мем себестоимость нефти, дополнительно добываемой за счет резервных скважин. Причем себестоимость этой нефти не должна превышать предельно рентабельную себестоимость. Тогда для первой резервной скважины, бурящейся на линзу,

где Vu — промышленные запасы нефти в линзе в предположении стопроцентного охвата ее процессом разработки; /Суд — коэффициент удачи при бурении резерв­ ных скважин на линзу, показывающий среднее отношение числа скважин, вскры­ вших линзу, на которую они бурились, к общему числу пробуренных скважин; /С0Хв — коэффициент охвата линзы процессом разработки (остальные обозначе­ ния прежние),

Vn = Vm$akB. (IV.7)

Здесь V — объем коллектора в рассматриваемой линзе.

Определим число необходимых резервных скважин для линз различного вида.

Л и н зы I в и д а. Линза этого вида вскрыта одной скважиной основного фонда, которая эксплуатируется за счет других прослоев или пластов. Определим условия целесообразности бурения на эту линзу второй скважины из числа ре­ зервных. Как правило, эта скважина работает как нагнетательная. Однако не исключено, что будет целесообразным пустить новую скважину как добывающую, а первую скважину из основного фонда перевести под нагнетание воды в рассма­ триваемую линзу. Так или иначе ставится вопрос будет ли оправдано бурение одной дополнительной резервной скважины? При этом необходимо учитывать, что размеры и протяженность линзы известны грубо ориентировочно. Это учиты­ вается коэффициентом удачи. Как показали проведенные во ВНИИ исследования для первой резервной скважины, бурящейся на линзу I вида, в среднем из двух скважин только одна будет удачной, т. е. для этого случая /Суд = 0,5.

Отметим, что неудачные скважины могут использоваться по другому на­ значению: в качестве пьезометрических, контрольных, наблюдательных или дополнительных добывающих скважин на основной пласт. В последнем случае можно получить некоторый прирост текущей добычи нефти, а иногда и нефтеот­ дачи.

Помимо вероятности непопадания скважин в линзу, необходимо также учи­ тывать и неполноту охвата линзы процессом разработки.

Поскольку обе скважины в среднем расположены в линзе не наилучшим об­ разом, а эксплуатация прекращается при неполном обводнении, существует какой-то средний коэффициент охвата линзы процессом вытеснения нефти водой. По данным исследований ВНИИ, для первой резервной скважины, бурящейся

137

В этом случае нетрудно получить формулу, позволяющую определить ми­ нимальные промышленные запасы нефти в линзе, на которую целесообразно провести одну резервную скважину:

При редкой сетке основного фонда эксплуатационных скважин и большой толщине продуктивного пласта на некоторые линзы I вида может оказаться выгодным пробурить еще две резервные скважины. Как показали проведенные ис­ следования, в этом случае КуД= 0,75, а Л''хв = 0,187. Тогда минимальные про­

мышленные запасы линзы, на которую помимо первой резервной скважины целе­ сообразно пробурить еще две скважины,

что в основной сетке скважин имеются две нагнетательные скважины или больше, расположенных в одном ряду, а все резервные скважины будут добывающими.

Как показали проведенные исследования, в этом случае приближенно можно

где р — число резервных скважин, вскрывших рассматриваемую линзу. Очевидно, чтобы на линзу было выгодно бурить р резервных скважин, дол­

жно выполняться условие

Уп [КохвР — /Сохв (р — 1)]

Откуда, используя (IV.И), найдем минимальные промышленные запасы, которые должны содержаться в линзе для того, чтобы на ней было бы выгодно бурить р резервных скважин:

С помощью этой формулы можно подсчитать Vn, 2 для ряда целых значений р, начиная с единицы, после чего легко установить (в зависимости от запасов) число резервных скважин, необходимых (целесообразных) для каждой линзы. Просуммировав их, получим число резервных скважин, которые должны быть удачными. Поделив полученное число на коэффициент удачи (можно принять

/Суд = 0,75), получим число резервных скважин, которые необходимо будет пробурить. Для определения числа резервных скважин, необходимых для буре-

138

ния на каждую линзу, можно также воспользоваться и следующей приближенной формулой:

Результат, полученный по этой формуле, следует округлять до ближайшего це­ лого значения р.

Л и н зы III и IV ви д о в . Периферийная часть линз III и IV видов по существу аналогична линзам II вида. Поэтому описанная методика применима и к этим линзам, но в отличие от них в этом случае в формулах вместо полных запасов линз принимают промышленные запасы нефти в отдельных элементах их периферийных частей.

Таким образом, из описания методики определения резервных скважин второй категории ясно, что для этого необходимы достаточно подробные сведения о всех линзах. Такие сведения можно получить лишь после разбуривания скважин основного фонда. Следовательно, описанную методику непосредственно можно использовать лишь на стадии составления уточненного проекта разработки или проекта доразработки залежи.

При составлении же технологической или генеральной схемы или обычного проекта разработки, очевидно, придется пользоваться методом аналогии. Дру­ гими словами, на основании геологического изучения рассматриваемого пласта (залежи) необходимо будет подобрать наиболее близкое к нему по степени и характеру прерывистости уже разбуренное месторождение. Затем, подсчитав потребное число резервных скважин второй категории для этого месторождения, использовать полученные цифры в относительном виде уже для рассматриваемого месторождения.

ГЛАВА V. ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ

ПРИ РЕЖИМЕ РАСТВОРЕННОГО ГАЗА

При режиме растворенного газа запасы пластовой энергии зависят лишь от количества газа, растворенного в единице объема нефти. Таким образом, в этом случае пластовая энергия распределяется по нефтяной площади равномерно. Поэтому, если в дальнейшем не предусматривается замена режима растворенного газа каким-либо другим, добывающие скважины целесообразно размещать по равномерной сетке — треугольной или квадратной. В этом случае пласт делится на одинаковой формы области вокруг каждой из скважин. Границы областей при одновременном вводе скважин в эксплуатацию и одинаковых давлениях или отборах из скважин — это границы раздела течений, в расчетном отношении эквивалентные непроницаемым границам. Размеры областей'зависят от рассто­ яния между скважинами.

При расчетах с достаточной точностью за область влияния каждой сква­ жины можно принять цилиндрическую с круговым основанием, равным по пло­ щади квадрату или шестиугольнику, который приходится на скважину в ква­ дратной или треугольной сетке. Радиус эквивалентного круга при расстоянии между скважинами 2а для квадратной сетки

а для треугольной сетки

2а

Rkt 0,94а.

V 2л

139

Так как равномерная сетка делит всю нефтяную площадь на ряд одинаковых областей, гидродинамические расчеты проводят только для одной скважины, а полученные результаты распространяют на всю площадь.

Гидродинамические расчеты процессов разработки при режиме растворен­ ного газа связаны с интегрированием системы нелинейных дифференциальных уравнений в частных производных. Так как такое решение получено лишь для нескольких частных случаев, расчеты притока жидкости к скважинам при ре­ жиме растворенного газа проводят методом последовательной смены стационар­ ных состояний. При этом рассматривают две фазы процесса: 1) возмущение, вызванное снижением забойного давления, распространяется по зоне влияния скважины до ее границы; 2) происходит снижение давления на границе зоны.

Показано [23J, что при ограниченной площади области можно пренебрегать первой фазой фильтрации и рассчитывать дебиты и давления по формулам, по­ лученным для второй фазы фильтрации. Для гидродинамических расчетов основ­ ных показателей разработки (дебитов, давлений и нефтеотдачи) необходимо знать зависимость между насыщенностью sKпор нефтью и давлением на непроницаемом контуре области. Эта зависимость описывается следующим дифференциальным

S (р) — масса газа в единице объема раствора при давлении р\ (J (р) — объемный коэффициент нефти; рг и рн — абсолютные вязкость газа и нефти как функции

сительная проницаемость для нефти.

Значения функций ф(5), Fr (s) и FK(s) находятся из экспериментальных зависи­ мостей. Если нет экспериментальных данных для конкретного месторождения (в первом приближении), можно воспользоваться таблицами, составленными по работам К. А. Царевича.

Все эти зависимости определяют путем лабораторных исследований нефти и газа данного месторождения.

Уравнение (V.1) — нелинейное дифференциальное первого порядка. Решить его можно одним из численных методов. Наиболее простой заключается в усред­

нении газового фактора Г при небольших интервалах изменения насыщенности, на которые разбивается для расчета диапазон ее изменения.

При расчетах задаются рядом последовательных значений рк и вычисляют соответствующие им значения sK по формуле

Здесь pro — плотность газа при стандартных условиях.

140