3.6 Методика оценки годовых отборов нефти при объединении нескольких продуктивных пластов в один эксплуатационный объект

Оценив влияние степени различия свойств между продуктивными пластами на результаты их совместной разработки при решении вопроса о возможности объединения нескольких нефтеносных пластов в один эксплуата­ционный объект, необходимо сравнить получаемые отборы добываемой нефти при раздельной (последовательной) и совместной их эксплуатации. Получаемая разница в добыче нефти позволяет оценить ее уменьшение (Δq) при текущих суточ­ном и годовом отборах. Максимальное уменьшение добычи нефти Δq _max будут наблюдаться при полном разбуривании залежи (или объекта эксплуатации) всеми проектными добывающими и нагнетательными скважинами, т. е. при макси­мальном годовом отборе добываемой нефти.

Для подобной оценки уменьшений в добыче нефти Δq при сравнении соответ­ствующих отборов в процессе раздельной и совместной эксплуатации пластов можно использовать специальную методику. Годовые отборы нефти определяют с помощью среднего коэффициента продуктивности залежи нефти или в целом эксплуатационного объекта.

Максимальный дебит нефти (q₀) ряда скважин нефтяной залежи (в целом залежи) или многопластового эксплуатационного объекта при этой методике

q₀ = K_срn₀(p_н-p_д)φ365ξ, (3.6)

где K_ср — средний коэффициент продуктивности скважин, рассчитанный по всем скважинам прямым или косвенным способами; n₀ - общее число пробурен­ных и введенных в работу скважин; p_н-p_д - соответственно давление на забое нагнетательных и добывающих скважин; φ — функция относительной производи­тельности скважин (дебит жидкости на одну скважину при единичных средних коэффициенте продуктивности и перепаде давления между забоями нагнетатель­ных и добывающих скважин); ξ — коэффициент эксплуатации.

В расчетную формулу (3.6) по разрабатываемым месторождениям при раз­дельной и совместной разработке подставляются соответствующие коэффициенты продуктивности K₁, K₂ … K_n и K_сов.

Разница между суммарной добычей сравниваемых пластов и добычей нефти при совместной эксплуатации этих же пластов позволит определить А? (умень­шение в добыче нефти)

Δq = (q₁ + q₂ + … + q_n) - q_сов (3.7)

где q₁, q₂, q_n — соответственно максимальный годовой отбор добычи нефти из первого второго и я-го пластов при условии их раздельной эксплуатации; q_сов — максимальный годовой отбор добычи нефти при совместной эксплуатации п пла­стов объединяемых в один эксплуатационный объект.

По нефтяным месторождениям, введенным в разработку лишь частично или которые предполагается в ближайшее время ввести в разработку, вначале опреде­ляют коэффициенты продуктивности Ki в каждой скважине по продуктивным пластам косвенными методами при условии их самостоятельной разработки, а затем суммарный коэффициент продуктивности К_сум - После чего на основе составленных уравнений по отношениям геологопромысловых признаков (λ) находят коэффициент продуктивности ( EMBED Equation.3 ) при совместной эксплуатации сравниваемых пластов. Далее рассчитывают максимальные годо­вые отборы нефти при раздельной и совместной эксплуатации сравниваемых пластов и Δq.

Таким образом, рассмотренные материалы позволяют оценить Δq, если объединяют несколько продуктивных пластов в один эксплуатационный объект при сравнении текущих годовых или максимальных годовых отборов нефти.

Изложенная методика, следовательно, позволяет оценить уменьшение в те­кущей добыче нефти лишь в том случае, если сравниваются максимальные отборы нефти Однако при решении вопроса о наиболее рациональном варианте совмеще­ния пластов в эксплуатационные объекты необходимо определить годовые отборы нефти при раздельной и совместной их эксплуатации, а также соответствующие уменьшения в добыче нефти Aq за основной период или за весь срок разработки. Другими словами, необходимо оценить влияние степени различия между сравни­ваемыми пластами на результаты их совместной эксплуатации в динамике, т. е. за основной период или весь срок разработки по залежам пластов или в целом по эксплуатационному объекту.

В работой [33] между текущим дебитом нефти и текущими извлекаемыми запасами устанавливается прямая пропорциональность, и отно шение (i) текущего дебита к текущим извлекаемым запасам является постоянной величиной:

EMBED Equation.3 i (3.8)

где i — постоянный коэффициент; q₀ — максимальный годовой дебит нефти (амплитудный дебит); Q₀ — начальные извлекаемые запасы нефти.

С увеличением времени эксплуатации нефтяной залежи суммарный отбор нефти Q_q из нее будет равным извлекаемым запасам нефти Q₀:

EMBED Equation.3 (3.9)

(3.10)

Тогда отбор нефти за каждый год можно рассчитать по формуле

После частичного преобразования формул (3.9)и ( 3.10) получим

EMBED Equation.3 (3.11)

здесь EMBED Equation.3 ' — отбор нефти за t-й интервал времени; EMBED Equation.3 — амплитудный дебит нефти по состоянию на середину t-го интервала времени; EMBED Equation.3 — начальные извлекаемые запасы нефти, введенные в активную разработку к середине t-го интервала времени; EMBED Equation.3 — накопленный отбор нефти 1-го интервала,

EMBED Equation.3 (3.12)

С учетом (3.9 и (3.12) получим формулу дебита нефти

EMBED Equation.3 (3.13)

где q⁽¹⁾, q^(t-1), q^(t) — соответственно годовой дебит нефти в первом, в предществующем и в рассматриваемом годах.

После всех расчетов сравнивают годовые и накопленные отборы нефти при раздельной и совместной эксплуатации пластов, оценивают снижение добычи при различных вариантах объединения пластов в эксплуатационные объекты.

Вычисленные в процессе гидродинамических расчетов такие технологические показатели, как объем добычи нефти, жидкости, обводненность продукции, объем закачиваемой воды, число эксплуатационных и нагнетательных скважин при вариантах раздельной и совместной эксплуатации пластов, — основные, исполь­зуемые для определения экономических показателей разработки каждого рас­сматриваемого варианта.

Тщательное изучение и учет геологопромысловых особенностей продуктив­ных пластов, объединяемых в эксплуатационные объекты, позволяет сделать предварительные выводы о рациональности их объединения, судя по накоплен­ной добыче за основной срок эксплуатации и по коэффициенту нефтеотдачи. Окончательный выбор оптимального варианта может быть осуществлен путем сопоставления 'количественных и качественных показателей разработки место­рождения по отдельным вариантам. В роли последних выступают экономические показатели. Для предприятия рациональным считается такой вариант разработки месторождения, который обеспечивает минимум приведенных затрат с уче­том фактора времени, общих удельных затрат за основной период разработки и максимум прибыли на 1 руб. капитальных вложений.

Учитывая невосполнимость запасов и в соответствии с этим повышенное требование к коэффициенту нефтеотдачи, оптимальность объединения пластов для совместной эксплуатации необходимо оценивать по народнохозяйственному эффекту.