3.10 Определение необходимого числа резервных скважин

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

Непрерывный пласт. В таком пласте целесообразно бурение ре­зервных скважин вдоль линии стягивания контуров нефтеносности. На основании анализа работ, проведенных рядом исследователей, количество нефти g, остаю­щейся в целиках между скважинами стягивающего ряда, можно выразить сле­дующим образом:

EMBED Equation.3 _(3.17)

где h и т — соответственно сред­няя толщина (в м) и средняя по­ристость непрерывной части про­дуктивного пласта; а — коэффи­циент перевода 1 м³ пластовой нефти в тонны; Р — коэффициент начальной нефтенасыщенности, до­ли ед.; l — длина линии стягива­ния контуров нефтеносности; f — коэффициент, зависящий от соот­ношения вязкостей нефти и воды

EMBED Equation.3 который на основании исследований В. В. Скворцова [31] можно брать из кривой на рисунке 3.5.

N-число скважин в стягивающем ряду.

Из зависимости (3.17) можно определить прирост извлекаемых промышленных запасов, приходящийся на одну дополнительную скважину:

EMBED Equation.3 (3.18)

Рисунок - 3.5 Зависимость коэффициента f, характеризующего размер целиков нефти от соотношений вязкостей μ₀

Здесь Кв — коэффициент вытеснения нефти водой.

Себестоимость дополнительной добычи нефти в первом приближении

EMBED Equation.3 (3.19)

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

Очевидно, бурение N-й скважины в стягивающем ряду будет оправдано, если

С≤С_Р, (3.20)

где Ср — предельно рентабельная себестоимость нефти рассматриваемой залежи. Тогда оптимальное число скважин в стягивающем ряду

EMBED Equation.3 (3.21)

Зная число скважин основного фонда N₀ располагающихся на линии стяги­вающего ряда, определим число необходимых резервных скважин:

N_p = N-N₀. (3.22)

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 неодно­родности привел бы к увеличению размеров целиков нефти между скважинами стя­гивающего 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 цели­ков 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 уча­стках, т. е. после разбуривания основной сетки скважин и определенного периода их эксплуатации. В этом случае учитываются как реальная неоднородность

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

Прерывистый пласт. В таком пласте целесообразно бурение ре­зервных скважин второй и третьей категории. В настоящее время на стадии про­ектирования еще нельзя определить необходимое число скважин третьей ка­тегории до разбуривания и исследования скважин основного фонда. Число ре­зервных скважин второй категории ориентировочно на основании изучения пре­рывистости пласта определить можно по аналогии с подобными разбуренными месторождениями.

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

В качестве основного критерия, как и в случае непрерывного пласта, при­мем 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,

EMBED Equation.3 (3.23)

где V_П — промышленные запасы нефти в линзе в предположении стопроцентного охвата ее процессом разработки; К_УД — коэффициент удачи при бурении резерв­ных скважин на линзу, показывающий среднее отношение числа скважин, вскры­вших линзу, на которую они бурились, к общему числу пробуренных скважин; К_ОХВ — коэффициент охвата линзы процессом разработки (остальные обозначе­ния прежние),

EMBED Equation.3 (3.24)

Здесь V — объем коллектора в рассматриваемой линзе.

Определим число необходимых резервных скважин для линз различного вида.

Линзы 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 ре­зервных. 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 рассма­триваемую 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 учиты­вается 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 /С_уд = 0,5.

Отметим, что неудачные скважины могут использоваться по другому на­значению: 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 нефтеот­дачи.

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

Поскольку обе скважины в среднем расположены в линзе не наилучшим об­разом, 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 на линзу первого вида, К_ОХВ = 0,5,ми­нимальные промышленные запасы нефти в линзе, на которую целесообразно провести одну резервную скважину:

EMBED Equation.3 (3.25)

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 ис­следования, в этом случае/*Су_Д = 0,75, а К'_охь = 0,187. Тогда минимальные про­мышленные запасы линзы, на которую помимо первой резервной скважины целе­сообразно пробурить еще две скважины,

EMBED Equation.3 (3.26)

Число всех резервных скважин для линз I вида

EMBED Equation.3 (3.27)

где п— число линз с промышленными запасами больше V_П,1; а — число линз с промышленными запасами больше EMBED Equation.3 .

Линзы II вида. Коэффициент охвата определяется из предположения, 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 принять

EMBED Equation.3 (3.28)

где р — число резервных скважин, вскрывших рассматриваемую линзу.

Очевидно, чтобы на линзу было выгодно бурить р резервных скважин, дол­жно выполняться условие

EMBED Equation.3 . (3.29)

Откуда, используя (IV. 11), найдем минимальные промышленные запасы, которые должны содержаться в линзе для того, чтобы на ней было бы выгодно бурить р резервных скважин:

EMBED Equation.3 (3.30)

С помощью этой формулы можно подсчитать V_П,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 EMBED Equation.3 =0,75), получим число резервных скважин, которые необходимо будет пробурить. Для определения числа резервных скважин, необходимых для бурения на каждую линзу, можно также воспользоваться и следующей приближенной формулой:

EMBED Equation.3 (3.31)

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

Линзы III и IV видов. 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 обо 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. Дру­гими 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.