Глава 20. Оценка годовых отборов нефти при раздельной эксплуатации пластов

1. Вводные замечания

В предыдущих главах на большом фактическом материале на­ми было доказано, что между степенью различия пластов (λ) и продуктивностью скважин при совместной эксплуатации залежей имеется определенная зависимость. Вероятно, следует, также по­казать связь между степенью различия пластов и результатами совместной эксплуатации залежей на примере конкретных мно­гопластовых объектов.

Установление такой связи позволит, во-первых, выработать определенные количественные критерии при решении вопроса о возможности объединения нескольких пластов в эксплуатационный объект, во-вторых, разработать методику оценки уменьшения добычи нефти при объединении этих пластов для совместной эксплуатации.

Для расчета годовых отборов нефти при раздельной и совмест­ной эксплуатации пластов наиболее подходящей является методика ТатНИПИнефть. Однако она разработана для расчета технологи­ческих показателей одной залежи. Следует проверить возможность ее применения при расчете технологических показателей разра­ботки совместно эксплуатируемых залежей на ряде разрабаты­ваемых месторождений, например, Западной Сибири.

2. Оценка годовых отборов нефти на разрабатываемых месторождениях при различных вариантах объединения пластов в эксплуатационные объекты

При решении задачи о возможности объединения нескольких продуктивных пластов в один эксплуатационный объект необхо­димо прежде всего сравнить получаемые отборы добываемой неф­ти при раздельной (последовательной) и совместной их эксплуа­тации. Получаемая разница в добыче нефти позволяет оценить ее уменьшение (∆q) при текущем суточном, текущем годовом отборах. Максимальное уменьшение добычи нефти ∆q_max, естественно, будет наблюдаться при полном разбуривании залежи (или объекта эксплуатации) всеми проектными эксплуатационными и нагнета­тельными скважинами, т.е. при максимальном годовом отборе нефти. Сравнение отборов нефти при раздельной и совместной эксплуатации (приобщении) горизонтов было проведено лишь на ряде месторождений Азербайджана [21], хотя были предприняты многочисленные попытки для решения этой задачи.

Для подобной оценки уменьшения добычи нефти ∆q при срав­нении соответствующих отборов при вариантах раздельной и сов­местной эксплуатации пластов лучше всего пользоваться методи­кой, предложенной в работах [25, 28]. Для расчетов уровней добычи нефти используется средний коэффициент продуктивности залежи нефти или в целом эксплуатационного объекта. Поскольку алгоритм расчета технологических показателей по этой методике описан в литературе недостаточно полно, в данном разделе при­водится порядок расчета годовых отборов нефти, жидкости и т.д.

В соответствии с этой методикой, максимальный дебит системы скважин нефтяной залежи или эксплуатационного объекта рас­считывается по следующей формуле:

q₀=K_cpn₀(p_н – р_э)φ365ξ, (20.1)

где q₀ — амплитудный дебит скважин, т/сут; K_cр — средний коэф­фициент продуктивности скважин, рассчитанный по всем скважи­нам прямым или косвенным способами, т/(сут*МПа); n₀ — общее количество пробуренных и введенных в работу эксплуатационных и нагнетательных скважин; р_н, р_э — давления на забое соответ­ственно нагнетательных и эксплуатационных скважин, кгс/см²;φ — функция относительной производительности скважин, пред­ставляющая собой дебит жидкости на одну скважину при единичных средних коэффициенте продуктивности и перепаде давле­ния между забоями нагнетательных и эксплуатационных скважин; 365 — число дней в году; ξ- коэффициент эксплуатации. При многорядной системе расположения эксплуатационных скважин φ рассчитывается по следующей формуле:

, (20.2)

где 2σ_н — расстояние между соседними нагнетательными скважина­ми в ряду; L₁ — расстояние между нагнетательным и первым эксплуатационным рядами; L₂ — расстояние между первым и вто­рым эксплуатационными рядами; m₁ —число эксплуатационных скважин в первых рядах на одну нагнетательную скважину; m₂ — число эксплуатационных скважин во вторых рядах на одну нагнетательную скважину; m = m₁ + m₂ +...+ m_п — общее число эксплуатационных скважин на одну нагнетательную скважину; μ* - соотношение подвижностей агента и нефти в пластовых условиях:

, (20.3)

где μ_н, μ_а — вязкость нефти и вязкость агента в пластовых условиях; k_ф — фильтрационный коэффициент, учитывающий, какую помеху течению агента по пласту создает остаточная неподвижная нефть,

k_ф=1 – 1,5(1 – k_выт), (20.4)

где k_выт — коэффициент вытеснения нефти агентом в микрообъеме пласта при неограниченно большой прокачке агента. Множитель 1/2 в знаменателе формулы (20.2) вводится, если на­гнетательный ряд работает на две стороны.

В расчетную формулу (20.1) по разрабатываемым месторожде­ниям при раздельной и совместной разработке подставляются со­ответствующие коэффициенты продуктивности К_разд (К₁, К₂, К₃,..., К_i) и К_совм. По месторождениям, вводимым в разработку, опреде­ляется коэффициент продуктивности К_разд, а затем уже вычисляется коэффициент продуктивности при том или ином варианте объедине­ния смежных пластов в один эксплуатационный объект—K_совм.

Между максимальным (амплитудным) дебитом нефти и текущи­ми извлекаемыми запасами устанавливается прямо пропорциональ­ная зависимость, и отношение амплитудного дебита к текущим из­влекаемым запасам является постоянной величиной [25, 28]:

, (20.5)

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

При неограниченном увеличении времени эксплуатации нефтяной залежи суммарный отбор нефти Q_д из нее достигнет извлекаемых запасов нефти Q₀:

, (20.6)

и тогда отбор нефти за каждый год можно рассчитать по формуле

. (20.7)

После частичного преобразования получим

, (20.8)

где q_(t)—отбор нефти за t-й интервал времени;q_0(t)—амплитудный дебит нефти по состоянию на середину t-го интервала времени;Q_0(t) — начальные извлекаемые запасы нефти, введенные в активную разработку к середине t-го интервала времени; Q_д(t)—накопленный отбор нефти к середине t-го интервала, определяемый по формуле

. (20.9)

С учетом (20.5), (20.6), (20.8) получим формулу дебита нефти

, (20.10)

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

Дебит жидкости будет вычисляться по формуле:

, (20.11)

где q_F(0t), q_F(t-1), q_F(t) —годовой дебит идеальной жидкости в первом, в предшествующем и в рассматриваемом годах.

Тогда весовой отбор жидкости будет равен

q_F2(t)=q_(t)+(q_F(t)—q_(t))μ₀, (20.12)

где q_F(t) – расчетный отбор жидкости за t-й интервал времени; ( q_F(t) —q_(t)) – расчетный отбор агента; μ₀ – коэффициент, учитывающий влияние различия агента в пластовых условиях по подвижности в μ* раз и по весу в единице объема в γ* раз,

,

где

, (20.13)

,

где γ_а – плотность агента; γ_н – плотность пластовой нефти.

В (20.10), (20.11) величины Q_0(t) и Q_F0(t) вычисляются по формулам

Q_0(t)=Q_п(t)k_з, (20.14)

Q_F0(t)= Q_п(t)F, (20.15)

где Q_п — подвижные запасы нефти; k_з — коэффициент извлечения подвижных запасов; F — величина относительного отбора жидкости в долях подвижных запасов нефти.

В свою очередь, подвижные запасы рассчитываются по фор­муле

Q_п(t)=Q_б(t)k_1(t)k_2(t), (20.16)

где Q_б(t)—введенные в разработку на середину t-го года балансовые запасы нефти; k_1(t)—коэффициент охвата; k_2(t)—коэффициент вытеснения.

Тогда, величины k_з и F зависят от расчетной полной неоднородности (V²) и от расчетной предельной доли агента (А) в эксплуатационных скважинах. Тогда k_з и F можно определить по формулам:

, (20.17)

, (20.18)

где

Расчет полной неоднородности пластов производится по фор­муле

, (20.19)

где — действительная послойная неоднородность пласта; — зональная неоднородность нефтяных пластов по проницаемости, наблюдающаяся по соседним скважинам; — геометрическая не­однородность. Послойная неоднородность рассчитывается с исполь­зованием комплексного геофизического параметра α_спρ_п [25, 28], а в скважине вычисляется по формуле

, (20.20)

где n_i – число проницаемых прослоев в скважине;

.

где H_i – эффективная толщина проницаемых прослоев. Средний показатель для объекта определяется по соотношению

, (20.21)

где m — число выбранных для исследования скважин. Показатель геометрической неоднородности зависит от выб­ранной системы разработки залежи или многопластового эксплуа­тационного объекта:

, (20.22)

где М — показатель, характеризующий взаиморасположение сква­жин при той или иной системе разработки.

Показатель зональной неоднородности V² представляется в виде зависимости

, (20.23)

где L_i— расстояние между двумя точками на плане расположения скважин.

Для изучения зональной неоднородности обычно используются сведения о коэффициентах продуктивности скважин, которые при­меняются в случае, когда исследовано не менее 20% скважин [28]. В противном случае используется геофизическая информация [23]. Для этой цели выбирается плотная, примерно одинаковая сетка скважин, в каждой из которых по проницаемым пропласткам снимаются характеристики: n_i, α_сп, ρ_пi. Затем рассчитывается величина K_cрj, пропорциональная удельной продуктивности,

, (20.24)

где h_i—число продуктивных пропластков в скважине.

В соответствии с выбранной плотностью сетки скважин выби­рается ряд расстояний (L₁=1 км; L₂= 2 км; L₃= 3 км). Затем устанавливаются пары скважин, удаленные друг от друга на рас­стояние L_i. Достаточная для расчетов точность обеспечивается обычно при выборе 50—100 пар скважин.

В каждой паре находится показатель зональной неоднородности

, (20.25)

где - значение параметра в первой скважине пары: - значение параметра во второй скважине. Затем определяются средние значения показателя по парам скважин

, (20.26)

где m – число пар для расстояния L_i. Показатель зональной неоднородности рассчитывается по формуле

. (20.27)

Полученные точки наносятся на график , на котором экстраполируется значение L_i, характерное для данной системы разработки. После чего рассчитывается показатель неоднородности языкообразования

. (20.28)

Как видно из предложенного материала, объем вычислительных работ при расчете неоднородности большой. В связи с этим по приведенному алгоритму была составлена программа, реализованная на ЭВМ. Величина А устанавливается по весовой предельной доле агента (А₂) с учетом различия подвижностей вы­тесняющего агента и нефти в μ* раз и соотношения веса агента к весу нефти в пластовых условия в γ* раз

. (20.29)

Таким образом осуществляется переход от реальных жидкостей к идеальным, для которых рассчитаны таблицы и соотношения (20.12), (20.13). Затем величины (q_F(t)–q_(t) ) снова пересчитываются в реальные значения весовых отборов агента

. (20.30)

Тогда расчет закачки вытесняющего агента будет производиться по формуле

, (20.31)

где ρ – потеря закачки в долях от эффективной закачки агента, равная 1,1–1,5.

Для расчета числа скважин, работающих в состоянии до заданной предельной доли агента А₂, применяется формула

, (20.32)

где n₍₁₎, n_(t-1), n_(t)—число работающих скважин (при условии, что эксплуатационные скважины имеют текущую долю агента меньше заданной предельной величины) соответственно в первом, в пред­шествующем и в рассматриваемом годах; n_0(t)—динамика ввода скважин; N₀₍₁₎, N_0(t-1), N_0(t) — начальный запас скважино-лет ра­боты соответственно в первом, в предшествующем и в рассматри­ваемом годах, рассчитываемый по зависимости

. (20.33)

Изложив порядок расчета дебита нефти, жидкости, закачки агента, динамики скважин, производят технологические расчеты в соответствии с вышеприведенными зависимостями (20.8) — (20.32). Затем сравнивают годовые и накопленные отборы нефти, жидкости при вариантах раздельной и совместной эксплуатации сравнивае­мых пластов. Разница между суммарной добычей объединяемых пластов и добычей нефти при совместной эксплуатации этих же пластов позволяет рассчитать величину снижения годовых (накопленных) отборов нефти ∆q:

∆q=(q₁+q₂+…+q_n) – q_совм, (20.34)

где ∆q—уменьшение отборов нефти; q₁,q₂, q₃ — годовой (накопленный) отбор нефти соответственно из первого, второго и n-го пластов, объединяемых для совместной эксплуатации; q_совм— годо­вой (накопленный) отбор нефти при совместной эксплуатации n продуктивных пластов, которые объединяются в один эксплуата­ционный объект. По приведенному алгоритму составлена программа для ЭВМ. Результаты расчетов приведены ниже.

Однако, как отмечалось в начале данного раздела, вышепри­веденная методика гидродинамических расчетов разработана для оценки технологических показателей разработки лишь одной зале­жи. Оценка этих показателей для многопластовых эксплуатацион­ных объектов не проводилась. Поэтому, прежде чем проводить такие расчеты на вводимых в разработку нефтяных месторожде­ниях, следует проверить возможность применения изложенной ме­тодики на примере разрабатываемых многопластовых эксплуата­ционных объектов.

В качестве таких многопластовых эксплуатационных объектов нами взяты совместно эксплуатируемые пласты БС₁ + БС_2-3 + БС₁₀ Западно-Сургутского, БС₁+БС_2-3+БС₄ Усть-Балыкского место­рождений Западной Сибири. В соответствии о приведенным алго­ритмом сначала рассчитывались вспомогательные величины; послойная, зональная, геометрическая неоднородности, μ₀, расчетная пре­дельная доля агента в эксплуатационных скважинах (А), коэффи­циент извлечения подвижных запасов (k_з), величина относитель­ного отбора жидкости в долях подвижных запасов (F) и т.д. Далее определялись годовые и накопленные отборы нефти и жидкости, объем закачиваемого агента, количество фонтанных, насосных скважин, число работающих скважин и т.д.

Рис. 44. Сопоставление фактических и расчетных показателей добычи нефти при совместной эксплуатации пластов Западно-Сургутского месторождения.

Составил В.Г. Каналин

Рис.45. Сопоставление фактических и расчетных показателей добычи нефти при совместной эксплуатации пластов Усть-Балыкского месторождения.

Составил В. Г. Каналин

Результаты расчетов приведены в табл. 42, 43 и иллюстри­руются на рис.44, 45. Расчетные и фактические отборы нефти с 1965 по 1977 г. практически совпали, разница между ними дости­гает 100 тыс.т нефти в год, т.е. ошибка в расчетах очень незна­чительна.

Вышеизложенное позволяет сделать вывод о том, что методика гидродинамических расчетов, разработанная ТатНИПИнефть, мо­жет быть использована для определения годовых отборов нефти при различных вариантах объединения пластов в эксплуатацион­ные объекты.

Таблица 42

Сопоставление фактических и расчетных отборов нефти при совместной эксплуатации пластов БС₁ +БС_2-3+ БС₁₀ Западно-Сургутского месторождения

Год	Фактическая добыча нефти, млн. т	Расчетная добыча нефти, млн. т	Разница в добыче нефти, млн. т	Погрешность, %
1966	0,195	0,24	—0,045	23,07
1967	0,222	0,32	—0,098	44,14
1968	1,043	1,2	—0,157	15,05
1969	2,298	2,46	-0,162	7,92
1970	3,510	3,78	—0,27	7,69
1971	4,755	5,02	—0,265	5,57
1972	5,402	5,64	—0,238	4,46
1973	5,413	5,84	—0,427	7,89
1974	5,372	5,66	—0,288	5,36
1975	5,380	5,36	0,02	0,37
1976	5,089	4,92	0,169	3,32
1977	4,700	4,46	0,24	5,11

Таблица 43