/
Автор: Лысенко В.Д.
Теги: горные работы при разработке месторождений полезных ископаемых полезные ископаемые нефть горное дело нефтяная промышленность месторождения нефтегазовое производство горная промышленность
ISBN: 978-5-8365-0337-6
Год: 2009
Текст
нефти за счёт
совершенствования технологии
можно увеличить в 1,5~2 раза.
Владимир Дмитриевич
ЛЫСЕНКО
В.Д. ЛЫСЕНКО
РАЗРАБОТКА
НЕФТЯНЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ
ЭФФЕКТИВНЫЕ
МЕТОДЫ
МОСКВА
НЕДРА
2009
УДК 622.276.6-161.1-111
ББК 26.325
Л88
Лысенко В.Д.
Л88 Разработка нефтяных месторождений. Эффективные
методы - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2009. - 552 с.:
ил.
ISBN 978-5-8365-0337-6
Посвящена проектированию и анализу осуществления разработки
нефтяных месторождений. Приведена аналитическая методика проекти-
рования разработки нефтяных месторождений. Центральной частью этой
методики являются уравнения разработки нефтяной залежи, включающие
в себя уравнения добычи нефти и жидкости и числа работающих сква-
жин, а также формулы амплитудного дебита залежи, ее начальных извле-
каемых запасов нефти и жидкости, критерия рациональности варианта
разработки по максимуму экономической эффективности и других необ-
ходимых параметров процесса. Методика представляет собой аналитиче-
ское решение прямой и обратной задач проектирования разработки зале-
жи; отличается мобильностью и учетом всех существенных параметров и
действующих факторов. Она учитывает любой порядок бурения скважин
и осуществления мероприятий, любые параметры пластов, любые свойст-
ва нефти и вытесняющего агента; позволяет специалисту в реальное огра-
ниченное время рассматривать и оптимизировать разработку нефтяной
залежи, позволяет из огромного множества возможных вариантов разра-
ботки выбрать рациональный вариант.
Главное внимание направлено на радикальное увеличение текущей
добычи нефти и конечной нефтеотдачи пластов за счет повышения каче-
ства контроля работы и регулярных гидродинамических исследований
скважин и на этой основе повышения управляемости, т.е. повышения
эффективности управления процессом разработки, а также за счет приме-
нения следующих высокоэффективных технологий извлечения нефти из
недр: рациональной эксплуатации добывающих скважин при высоких
давлениях насыщения, близких к пластовым давлениям; газового завод-
нения, когда за счет широкой фронтальной оторочки газа предельно уве-
личивается коэффициент вытеснения нефти, а за счет последующей за-
качки воды обеспечивается достаточно высокий коэффициент охвата
пластов вытеснением; чередующейся закачки воды и небольшой части
добытой нефти на залежах нефти высокой и сверхвысокой вязкости.
Для специалистов по разработке нефтяных месторождений, занятых
проектированием, осуществлением и усовершенствованием процесса раз-
работки, а также студентов вузов по специальности «Разработка и экс-
плуатация нефтяных месторождений».
ISBN 978-5-8365-0337-6
©
©
Лысенко В.Д., 2009
Офомление.
ООО «Недра-Бизнесцентр», 2009
ВСТУПЛЕНИЕ
Эта книга о разработке реальных нефтяных месторождений:
сложных, неоднородных, сначала крайне мало обеспеченных не-
обходимой исходной информацией и в дальнейшем недостаточно
обеспеченных, а бывает, предельно плохо обеспеченных инфор-
мацией, когда ответственные за разработку нефтяных месторож-
дений руководители просто-напросто не понимают важнейшее
значение информационной работы, не понимают, что эффектив-
ная информационная и управленческая работа обеспечивает ко-
лоссальные экономические эффекты, ни с чем не сравнимые по
своей величине.
Конечно, если в природе в недрах на больших глубинах нет
значительных запасов нефти, то значительной добычи нефти не
будет. Но если есть такие запасы, но на большие глубины в
большом количестве дорогостоящие скважины не будут пробуре-
ны, То значительной добычи нефти не будет.
Кстати, надо различать и справедливо оценивать качество бу-
рения скважин.
При низком качестве бурения значительная часть доступных
извлечению запасов нефти и текущей добычи нефти может быть
потеряна.
Возможные дефекты при бурении:
• неэффективная конструкция скважин, вследствие чего зна-
чительно уменьшается их долговечность;
• засорение при бурении нефтяных пластов и многократные
снижения их продуктивности по нефти;
• возникновение негерметичностей скважин, присоединение к
нефтяным пластам соседних водяных пластов и по этой причине
отбор вместе с нефтью в значительных объемах посторонней во-
ды, соответственно, значительное удорожание добычи нефти и
снижение нефтеотдачи пластов;
• значительное хаотическое отклонение забоев скважин от их
проектных точек, возникновение дополнительного хаоса у
фильтрационного потока, кроме влияния природной неоднород-
ности пластов по проницаемости, по этой причине существенное
снижение нефтеотдачи пластов, потеря значительной части воз-
можных извлекаемых запасов нефти.
3
Все эти негативные явления прямо связаны с недостаточным
объемом и качеством информации и несовершенством управле-
ния в процессе бурения (строительства) скважин.
Не будет значительной добычи нефти при низком качестве
проектирования и осуществления разработки нефтяных место-
рождений, когда на стадии проектирования катастрофически не
хватает информации, когда мало пробурено разведочных сква-
жин, мало их попало в пределы нефтяной площади и мало гид-
родинамически исследовано, чтобы получить достоверные значе-
ния коэффициентов продуктивности по нефти, среднего значе-
ния коэффициента продуктивности и неоднородности пластов по
продуктивности.
Конечно, если бы пласты были однородными по продуктивно-
сти, то достаточно было бы единичных гидродинамических ис-
следований скважин, а из-за их природной высокой неоднород-
ности по продуктивности необходимы десятки гидродинамиче-
ских исследований. Но еще больше гидродинамических исследо-
ваний должно быть при осуществлении запроектированного про-
цесса разработки: регулярно по всем работающим скважинам,
ибо каждая скважина является индивидуальностью, непохожей
на другие соседние скважины.
Те, кто экономят на гидродинамических исследованиях, про-
сто-напросто не знают о действительной высокой неоднородно-
сти пластов по продуктивности и какие большие экономические
потери они допускают. Понятно, что надо не только гидродина-
мически исследовать скважины, но и использовать полученные
результаты при оптимизации их режимов работы. Уже есть при-
меры, когда увеличили объем исследований, но не увеличили
использование результатов исследований.
Очень сильно влияет на нефтеотдачу пластов качество экс-
плуатации Добывающих скважин и непонимание того факта, что
на многих нефтяных залежах и месторождениях снижение за-
бойного давления ниже давления насыщения нефти газом при-
водит в пластах в их самых чувствительных прискважинных зо-
нах к распаду жидкой нефти на жидкую, газообразную и твердую
части и к значительному и даже катастрофическому снижению
коэффициентов продуктивности по нефти без снижения коэф-
фициентов продуктивности по воде, к значительному снижению
дебитов нефти и значительному увеличению обводненности, к
снижению нефтеотдачи пластов.
Уже есть загубленные месторождения. Так есть месторожде-
ние с огромными геологическими запасами нефти, несколько
меньше 1 млрд т, оно во всех отношениях вполне нормальное:
маловязкая нефть, начальный средний коэффициент продуктив-
4
пости скважины по нефти по горизонтам 1-2 т/(сут-ат), без газо-
вой шапки, давление насыщения около 170 ат, пластовое давле-
ние более 220 ат, дозволенная депрессия на пласты 50 ат и воз-
можный начальный средний дебит нефти добывающей скважины
50 т/сут, но минимальное забойное давление фонтанирования
скважины нефтью около 40 ат, а чтобы забойное давление было
на уровне давления насыщения 170 ат, на устье добывающей
скважины надо искусственно держать высокое давление около
70 ат. Кто-то решил перестать держать на устье 70 ат и вместо
дозволенной депрессии 50 ат иметь депрессию 180 ат и дебит
нефти увеличить в 3,6 раза. Но тот, кто так решил, не знал, что
при снижении забойного давления ниже давления насыщения
произойдет резкое снижение коэффициента продуктивности по
нефти. В итоге дебит воды действительно увеличился в 3,6 раза,
средний коэффициент продуктивности по нефти уменьшился
более чем в 30 раз и средний дебит нефти добывающей скважи-
ны, несмотря на увеличение депрессии, уменьшился более чем в
10 раз. При нефтеотдаче около 10 % обводненность достигла бо-
лее 90 %. Это катастрофическое явление уже существует более
10 лет. Но по-настоящему никого не беспокоит.
В продолжительной истории промышленной разработки неф-
тяных месторождений, которая длится уже более 100 лет, было
две эры. Первая эра, когда разработка нефтяных месторождений
осуществлялась на естественном режиме истощения со снижени-
ем пластового давления, когда бурили и эксплуатировали только
добывающие скважины. Вторая эра, когда разработку нефтяных
месторождений стали осуществлять на искусственном режиме с
поддержанием пластового давления, когда кроме добывающих
скважин стали бурить и эксплуатировать нагнетательные сква-
жины, когда в нагнетательные скважины стали закачивать воду
или газ, чтобы вытеснять нефть в добывающие скважины.
В нашей стране вторая эра началась около 1950 г., когда в са-
мых широких промышленных масштабах при разработке нефтя-
ных месторождений стали применять заводнение. Вообще-то за-
воднение было изобретено в США около 1900 г., но расширение
применения заводнения происходило медленно, и спустя более
50 лет в США за счет заводнения добывали около 20 % годовой
добычи нефти. В отличие от США в нашей стране, хотя приме-
нение заводнения началось на 50 лет позже, но развивалось
очень быстро, так что всего за 20-летний период наша страна
догнала и обогнала США по текущей добыче нефти и проектной
нефтеотдаче пластов. Благодаря широкомасштабному примене-
нию заводнения наша страна вышла на первое место в мире по
добыче нефти.
5
В течение первой и второй эры что было создано наиболее
важное в научной области с целью успешного проектирования и
осуществления разработки нефтяных месторождений?
• Прежде всего, была создана теория интерференции (взаимо-
действия) скважин и рядов скважин при естественном и ис-
кусственном законтурном заводнении нефтяных пластов, при
внутриконтурном заводнении и рассредоточенном размещении
нагнетательных скважин - равномерном площадном и изби-
рательном; сначала это было сделано для модели однородного
пласта, а затем была учтена зональная неоднородность пла-
стов, далее это было сделано для различных видов скважин -
вертикальных, пологих, горизонтальных, многоствольных (в
частности, скважин-ёлок), а также скважин с различными до-
бавлениями - с глубокой перфорацией, с щелевыми прорезя-
ми, с вертикальными трещинами от обычных малообъемных
гидроразрывов и с вертикальными трещинами большой про-
тяженности от большеобъемных гидроразрывов. Очень важно,
что была предложена и применена расчетная схема эквива-
лентных фильтрационных сопротивлений с выделением внеш-
них и внутренних фильтрационных сопротивлений. Также
важным было предложение и практическое применение очень
мобильных формул для расчёта дебита и пластового давления
ячейки скважин с центральной нагнетательной и окружаю;
щими добывающими; эти формулы в полной мере могут учи-
тывать реальность - различное число окружающих добываю-
щих скважин и различные у них коэффициенты продуктивно-
сти и забойные давления.
• Очень важным было предложение и применение расчета про-
цесса заводнения нефтяных пластов с учетом их послойной
неоднородности по проницаемости, а также с учетом других
действующих факторов, влияющих на результирующую не-
равномерность вытеснения нефти, среди которых: геометриче-
ская неравномерность фильтрационного потока от точек - на-
гнетательных скважин к точкам - добывающим скважинам,
влияние поверхности (начального водонефтяного контакта
(ВНК)), зональной неоднородности пластов по продуктивно-
сти и других; также был предложен учет различия физиче-
ских свойств, прежде всего, подвижности и плотности в пла-
стовых условиях у нефти и вытесняющего агента (воды, газа
и других).
• Создание аналитической методики проектирования разработ-
ки нефтяной залежи, включающей уравнения динамики добы-
чи нефти, добычи жидкости и числа работающих скважин, а
также формулы амплитудного дебита и начальных извлекае-
6
мых запасов нефти и жидкости залежи, критерия рациональ-
ности варианта разработки залежи по максимуму экономиче-
ской эффективности и другие. Эта методика может учитывать
любую практически осуществляемую динамику бурения сква-
жин и других мероприятий.
Аналитическая методика проектирования представляет собой
аналитическое решение прямой задачи проектирования. Поэтому
она позволяет решать обратную задачу проектирования: по фак-
тической динамике бурения скважин и осуществления других
мероприятий и фактической динамике добычи нефти и жидкости
определять действительно введенные в разработку начальные
извлекаемые запасы нефти и жидкости и другие основные пара-
метры нефтяных пластов, необходимые для проектирования даль-
нейшей разработки залежи и оптимизации процесса.
Все здесь представленное отражает нашу общую готовность к
дальнейшему радикальному совершенствованию разработки неф-
тяных месторождений, к значительному увеличению текущей
добычи нефти и извлекаемых запасов нефти.
Уже предложены:
И Адаптивная система разработки нефтяных месторождений,
особенно мелких и малопродуктивных, недостаточно разве-
данных. Ее цель - максимальный учет фактического геологи-
ческого строения и продуктивности нефтяных пластов, мак-
симальное использование природных и современных техниче-
ских возможностей, чтобы запасы нефти при обычно приме-
няемой технологии экономически неэффективные, при новой
технологии стали безусловно экономически эффективными.
Это позволит огромное множество давно разведанных мало-
продуктивных месторождений с огромными суммарными
запасами нефти ввести в экономически эффективную
разработку.
0 Существенное увеличение текущей добычи нефти и извлекае-
мых запасов благодаря оптимизации режимов работы скважин
на основе регулярно проводимых по скважинам гидродинами-
ческих исследований с определением коэффициента продук-
тивности.
0 Значительное увеличение текущей добычи и извлекаемых за-
пасов нефти на месторождениях высоковязкой нефти путем
чередующейся закачки в нагнетательные скважины воды и
небольшой части добытой дегазированной высоковязкой неф-
ти. При этом практически снимается проблема высоковязкой
нефти; нефтеотдача приближается к той, которая наблюдается
на месторождениях маловязкой нефти.
0 Применение газового заводнения, чтобы от газа был взят вы-
7
сокий коэффициент вытеснения нефти, а от воды достаточно
высокий коэффициент охвата пластов вытеснением. Особенно
высокий эффект должен быть на многих нефтяных месторож-
дениях Западной Сибири, имеющих пониженный коэффици-
ент вытеснения нефти водой, равный 0,4-0,5. При примене-
нии газового заводнения возможно удвоение извлекаемых за-
пасов нефти.
В настоящее время наступает третья эра в истории разработки
нефтяных месторождений, которую можно назвать интеллекту-
альной. Способы разработки месторождений будут составлены, в
основном, из уже известных блоков. Явное усложнение будет
связано при чередующейся закачке с продолжительностью пе-
риодов закачки, которая будет связана с продуктивностью и про-
ницаемостью зон, т.е. с зональной неоднородностью пластов по
продуктивности. У нагнетательных скважин будут индивидуаль-
ные установки по закачке воды, газа, высоковязкой нефти и дру-
гого. Резко возрастет объем необходимой достоверной информа-
ции о работе нагнетательных и добывающих скважин.
Средняя нефтеотдача месторождений во время первой эры
при естественном режиме истощения пластовой энергии пример-
но соответствует около 20 %; средняя нефтеотдача месторожде-
ний во время второй эры при искусственном режиме поддержа-
ния пластового давления соответствует 40 %; а во время третьей
эры за счет радикального усовершенствования нефтеотдача
должна увеличиться в 1,5-2 раза и достигнуть 60 % и более. В
практику должны войти повторные разработки уже разработан-
ных нефтяных месторождений, возрождение месторождений.
Именно этой благородной цели посвящена данная книга, создан-
ная благодаря прямому участию и поддержке генерального
директора ОАО «РИТЭК» профессора Валерия Исааковича
Грайфера.
Большую благодарность выражаю Наталии Васильевне Кома-
ровской за выполнение расчетов и оформление данной книги,
как и предыдущих книг и статей за последние двенадцать лет.
1_______
ВВЕДЕНИЕ
1.1. О ВОЗМОЖНОСТИ ЗНАЧИТЕЛЬНОГО УВЕЛИЧЕНИЯ
НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ
Существует реальная возможность значительного увели-
чения в нашей стране добычи нефти и промышленных запа-
сов нефти.
Трудноизвлекаемые запасы нефти - это те запасы, которые
мы знаем, как извлекать, но они находятся в нефтяных пластах
низкой и крайне низкой продуктивности; добыча нефти из таких
пластов оказывается экономически нерентабельной. По трудно-
извлекаемым запасам нефти нужны определенные налоговые
льготы, особенно в начальный период освоения, когда скудна
информация о пластах и когда только создается технология их
экономически эффективного извлечения. Создание такой техно-
логии совершенно необходимо, потому что трудноизвлекаемых
запасов нефти у нашей страны много, они были разведаны 40-
50 лет назад, подсчитаны, но до сих пор не введены в промыш-
ленную разработку. Главная первоначальная цель - увеличение
производительности скважин до экономически эффективного
уровня1. После решения этой задачи надо будет решать следую-
щую задачу - на тех же нефтяных площадях по тем же нефтя-
ным месторождениям без большого разведочного бурения значи-
тельно увеличить извлекаемые запасы нефти. Дело в том, что
извлекаемые запасы нефти низкопродуктивных пластов были
подсчитаны при низком коэффициенте нефтеотдачи.
Совсем другое дело - проблемные запасы нефти. Это запасы
в нефтяных пластах средней, повышенной, высокой и сверхвысо-
кой продуктивности. С самого начала по уже известной широко
применяемой технологии обеспечена экономически эффективная
производительность скважин. И вопрос не в производительности
скважин, а в достигаемой нефтеотдаче пластов.
’Путь решения этой задачи - максимальное использование всех природных
возможностей и современных технических достижений, всесторонняя системная
оптимизация разработки нефтяных месторождений.
9
Если трудноизвлекаемые запасы нефти находятся на много-
численных неразрабатываемых и почти неразрабатываемых ме-
сторождениях, то проблемные запасы нефти находятся в основ-
ном на разрабатываемых месторождениях. Характерная черта
этих месторождений - утвержденная низкая нефтеотдача пла-
стов. Причем при запроектированной технологии низкая нефте-
отдача обычно бывает вполне обоснованно низкой. Низкую неф-
теотдачу нельзя просто так опровергнуть; чтобы радикальным
образом увеличить нефтеотдачу, надо радикальным образом из-
менить технологию. В нашей стране господствующей технологи-
ей является применение заводнения нефтяных пластов - вытес-
нение нефти из нефтяных пластов закачиваемой водой. Это со-
всем неплохо. Эта технология с поддержанием пластового давле-
ния по сравнению с прежней технологией истощения пластовой
энергии со снижением пластового давления дала колоссальный
эффект, примерно в 3 раза увеличила нефтеотдачу пластов. Соб-
ственно благодаря широкому применению этой технологии почти
на всех разрабатываемых нефтяных месторождениях наша страна
стала великой нефтедобывающей державой.
Критикуя эту технологию, нельзя идти вспять и возвращаться
к предыдущей технологии. Надо идти вперед по пути научно-
технического прогресса.
На многих нефтяных месторождениях Западной Сибири ут-
вержденная невысокая нефтеотдача пластов связана с невысоким
коэффициентом вытеснения нефти водой. Надо кратко пояснить,
что конечный коэффициент нефтеотдачи пластов представляет
собой произведение коэффициента вытеснения и коэффициента
охвата вытеснением. Первый из них определяется в лаборатор-
ных условиях на маленьких образцах породы нефтяных пластов
при достаточно большой прокачке через эти образцы, насыщен-
ные нефтью, вытесняющей воды. Маленькие образцы породы
пронизаны сетью поровых каналов, различных по радиусу, и об-
ладают очень высокой микронеоднородностью по проницаемости.
Вытесняемая нефть и вытесняющая вода - взаимонерастворимые
жидкости, на их контакте возникают поверхностные силы, в ка-
пиллярных поровых каналах возникают капиллярные давления и
очень высокие градиенты капиллярного давления, которые в по-
ристой породе захороняют часть нефти, называемую остаточной
нефтью. Если в других нефтяных районах на нефтяных месторо-
ждениях коэффициент вытеснения нефти водой больше 60 %, до
70 % и 80 %, то на многих нефтяных месторождениях Западной
Сибири он равен 50 % и меньше, до 40 %. Изменение коэффици-
ента вытеснения нефти водой от 70 % до 50 % - это сразу
уменьшение извлекаемых запасов нефти в 1,40 раза, а изменение
10
от 70 % до 40 % - это уменьшение извлекаемых запасов нефти в
1,75 раза. Значит, надо менять вытесняющий агент, например,
вместо воды закачивать газ. Вообще-то в нашей стране раньше до
широкомасштабного применения заводнения нефтяных пластов
уже применяли закачку газа и газом вытесняли нефть из пла-
стов. Но затем стали применять закачку воды и по фактическим
данным установили, что нефтеотдача пластов при закачке газа
меньше, чем при закачке воды. Для того чтобы повысить эффек-
тивность закачки газа, известный российский выдающийся ин-
женер-нефтяник и ученый И.Н. Стрижов около 1950 г. изобрел
способ разработки нефтяных пластов путем закачки газа высоко-
го давления в состоянии смесимости с нефтью, когда пропадает
граница между нефтью и газом и заведомо обеспечивается 100%-
ный коэффициент вытеснения нефти газом. Позже на 10-15 лет
французы на известном гигантском нефтяном месторождении
Хасси-Мессауд в Алжире запроектировали и на эксперименталь-
ном участке осуществили закачку газа высокого давления в со-
стоянии смесимости с нефтью. Этот эксперимент имел огромное
научное и практическое значение. Во-первых, он не подтвердил
радужные надежды на значительное увеличение нефтеотдачи
пластов. Несмотря на несомненный 100%-ный коэффициент вы-
теснения, коэффициент нефтеотдачи оказался на прежнем уже
известном уровне около 30 %, т.е. ниже, чем при закачке воды.
Значит, недостаток закачки газа не в низком коэффициенте вы-
теснения, а в низком коэффициенте охвата объема нефтяных
пластов вытеснением! Можно логично предположить, что и
раньше при закачке газа коэффициент вытеснения нефти газом
был высоким, близким к 100 %, а низким был коэффициент ох-
вата вытеснением. Что вполне понятно, поскольку подвижность
газа в десятки и сотни раз выше подвижности нефти и выше
подвижности воды, закачиваемой в нефтяные пласты. Высокое
соотношение подвижностей газа и нефти отрицательно сказыва-
ется после прорыва газа в окружающие добывающие скважины.
Огромное количество газа вхолостую проскакивает в добываю-
щие скважины, почти не увеличивая нефтеотдачу пластов. При
закачке газа по сравнению с закачкой воды в 1,5-2,5 раза выше
коэффициент вытеснения, но в 3-4 раза ниже коэффициент ох-
вата вытеснением. Поэтому возникает желание соединить пре-
имущества газа и воды: от газа взять предельно высокий коэф-
фициент вытеснения, от воды взять достаточно высокий коэф-
фициент охвата вытеснением. Это желание выполняется при
осуществлении газового заводнения, при котором сначала в на-
гнетательные скважины закачивают газ, газ вытесняет нефть, и
создают широкие газовые оторочки; это делают до прорыва зака-
11
чиваемого газа в окружающие добывающие скважины, а после
прорыва в нагнетательные скважины закачивают воду, вода вы-
тесняет газ, газ вытесняет нефть, причем вытесняет полностью, а
вода не полностью вытесняет газ, частично его захороняет и вме-
сто остаточной нефти образует остаточный газ. При газовом за-
воднении по сравнению с обычным заводнением по месторожде-
ниям Западной Сибири нефтеотдача пластов может быть увели-
чена в 1,5-2 раза.
Для закачки в нефтяные пласты можно использовать газ газо-
вых залежей с природным высоким давлением выше 100 атмо-
сфер, транспортировать на нефтяные залежи с максимальным
сбережением их собственного давления, а на нефтяных залежах
дополнительно увеличивать давление газа с помощью односту-
пенчатых компрессоров, обладающих необходимой прочностью,
рассчитанных на давление газа на входе 100-200 атмосфер и на
выходе на 400-500 атмосфер. Можно предположить, что цена
таких компрессоров будет сравнима с ценой насосов для закачки
воды в нефтяные пласты, что снимает острую проблему дорого-
визны закачки газа высокого давления, получаемого с помощью
многоступенчатого компрессора, повышающего давление с 1 до
400 атмосфер и более. Вытеснение нефти маловязким газом по-
зволяет увеличить общую производительность системы скважин.
Повышение производительности в сочетании со значительным
увеличением извлекаемых запасов нефти без применения много-
ступенчатых компрессоров позволяет сделать газовое заводнение
экономически высокоэффективным процессом добычи нефти.
Более детально говорить о технологии газового заводнения
нефтяных пластов не будем. Отметим, что впервые эта техноло-
гия нами была запроектирована на уже упомянутом месторожде-
нии Хасси-Мессауд в Алжире до 1970 г., методика проектирова-
ния газового заводнения была доложена на научном семинаре в
институте ВНИИнефть и опубликована в научных трудах Тат-
НИПИнефть в 1973 г., модификации этой технологии защищены
патентами Российской Федерации.
Другими проблемными запасами являются запасы высоковяз-
кой нефти. Многие залежи и месторождения нефти высокой и
сверхвысокой вязкости обладают вполне удовлетворительной
продуктивностью. На этих залежах и месторождениях скважины
обладают экономически эффективной производительностью, и
беда не в низкой производительности, а в высоком соотношении
подвижностей вытесняющей воды и вытесняемой нефти. Напри-
мер, их результирующее соотношение подвижностей (с учетом
зон нагнетательных скважин и зон добывающих скважин, с уче-
том слоев, дающих нефть, и слоев, дающих воду) равно 10, 20
12
или 50; например, вытесняющая вода прорвалась в добывающую
скважину по слоям, до того дававшим 20 % текущей добычи
нефти; после этого производительность добывающей скважины
по жидкости увеличивается в 2,8, 4,8 или 10,8 раза; а обводнен-
ность отбираемой жидкости достигает 71 %, 83 % или 93 %; и
сразу наступает завершающий период разработки. До конца раз-
работки произойдет незначительное увеличение извлекаемых
запасов нефти.
По стандартной технологии на залежах высоковязкой нефти с
результирующим соотношением подвижностей вытесняющей во-
ды и вытесняемой нефти, равном 8 и более, следует применять
тепловой метод разработки с закачкой пара (горячей воды с тем-
пературой около 300 °C) в нагнетательные скважины. При этом
для вытеснения 1 т нефти необходимо бывает закачать 3 т пара,
а для приготовления 1 т пара надо сжечь 0,1 т нефти, а для вы-
теснения 1 т нефти надо сжечь 0,3 т нефти. При физической
нефтеотдаче пластов 30 % товарная нефтеотдача составляет всего
21 %, а при физической нефтеотдаче 40 % товарная нефтеотдача
составляет 28 %. Опыт проектирования и осуществления разра-
ботки нефтяных пластов с закачкой в нагнетательные скважины
теплоносителя (горячей воды) показывает, что этот процесс яв-
ляется сложным, не обеспечивает высокой нефтеотдачи пластов
и требует сжигания существенной части добытой нефти. При
среднем и невысоком газосодержании нефти заменить сжигание
нефти сжиганием попутного газа не удается, газа оказывается
мало.
Но вместо стандартной технологии со сжиганием 30 % добы-
той нефти давным-давно предложена принципиально иная тех-
нология разработки залежей и месторождений нефти высокой и
сверхвысокой вязкости с чередующейся закачкой воды и не-
большой части (10 %) добытой и дегазированной высоковязкой
нефти.
При вязкости нефти больше вязкости вытесняющей воды в
30, 100 или 300 раз результирующее различие подвижностей вы-
тесняющей воды и нефти оказывается равным 8, 26 или 76. Не-
гативные последствия здесь уже были показаны.
При чередующейся закачке воды и небольшой части (10 %)
добытой высоковязкой нефти результирующее соотношение под-
вижностей вытесняющего агента и нефти становится равным
2,42, 2,79 или 2,93. При этом вообще снимается проблема высо-
кой и сверхвысокой вязкости нефти. Нефтеотдача пластов будет,
как при маловязкой нефти, только уменьшенной умножением на
0,9. Если при обычном заводнении пластов, содержащих высоко-
вязкую нефть, их конечная нефтеотдача равна 20 %, при закачке
13
пара (горячей воды) физическая нефтеотдача равна 40 %, а то-
варная нефтеотдача равна 28 %, то при чередующейся закачке
воды и небольшой части добытой высоковязкой нефти нефтеот-
дача будет 0,9-55 % = 49,5 % = 50 %, т.е. выше, чем при заводне-
нии на 30 % и чем при стандартной технологии с закачкой теп-
лоносителя на 22 %, причем нефть, закачанная в пласты в виде
многих оторочек, не уничтожена, не сожжена и может быть ото-
брана. Эта технология давно 20-30 лет назад была представлена
многими изобретениями и защищена авторскими свидетельства-
ми, была успешно испытана на отдельных месторождениях.
А почему она не была запроектирована и применена на мно-
гих залежах и месторождениях высоковязкой нефти?
Потому что официально было принято, что запасы нефти с
результирующим соотношением подвижностей воды и нефти бо-
лее 8 разрабатываются только термическим методом. За добычу
1 т нефти термическим методом платили 60 руб. (это в несколь-
ко раз больше, чем нынешние 60 дол.), а за добычу нетермиче-
ским методом платили 30 руб. Таким несложным приемом был
закрыт путь конкурирующей значительно более эффективной
технологии.
Кроме рассмотренных, есть еще другие проблемные запасы
нефти. Например, запасы нефти с высоким давлением насыще-
ния нефти газом, близким к начальному пластовому давлению,
когда кажется, что без снижения забойного давления ниже дав-
ления насыщения вообще нельзя разрабатывать: запасы нефти с
высоким начальным газосодержанием и низким минимальным1
забойным давлением фонтанирования добывающих скважин; за-
пасы нефти с существенным и значительным содержанием твер-
дых частиц асфальтенов и парафинов. При разработке таких
проблемных запасов нефти при отказе от штуцирования добы-
вающих скважин, т.е. при отказе от искусственного повышения
их устьевого давления и, соответственно, забойного давления до
давления насыщения, происходит самопроизвольное снижение
забойного давления значительно ниже давления насыщения до
минимального давления фонтанирования, в призабойных зонах
нефтяных пластов происходит распад нефти на три фазы - жид-
кую, газообразную и твердую; газ мешает движению жидкой фа-
зы, постепенно в призабойных зонах пластов накапливаются
твердые частицы асфальтенов и парафинов, резко увеличивается
фильтрационное сопротивление и резко снижаются коэффициен-
ты продуктивности добывающих скважин по нефти, но не сни-
'При минимальном давлении на устье добывающих скважин.
14
жаются их коэффициенты продуктивности по воде, поэтому рез-
ко возрастает обводненность при незначительном увеличении
нефтеотдачи пластов. Таким образом, маловязкая нефть приоб-
ретает черты высоковязкой нефти со всеми негативными послед-
ствиями. Опыт разработки многих залежей и месторождений с
такой нефтью показывает, что резко уменьшаются их извлекае-
мые запасы нефти в 2, 3, 4 раза и более. Примеры таких место-
рождений: Талинское в России, Жетыбайское и Узенское в Ка-
захстане.
Что надо сделать, чтобы не случилась такая плохая разработ-
ка нефтяных месторождений?
Прежде всего надо проводить постоянный контроль и регу-
лярные гидродинамические исследования всех пробуренных и
работающих скважин. Очень важным является детальное гидро-
динамическое исследование нагнетательных скважин, где начина-
ется процесс вытеснения нефти, чтобы этот процесс осуществ-
лялся лучшим образом, чтобы все нефтяные пласты и слои эф-
фективно работали. Специальные гидродинамические исследова-
ния отдельных скважин должны позволить установить мини-
мальное забойное давление фонтанирования, которое по одним
залежам и месторождениям оказывается выше давления насыще-
ния, а по другим - ниже давления насыщения и, значит, возмож-
но самопроизвольное снижение забойного давления ниже давле-
ния насыщения. Специальными гидродинамическими исследова-
ниями отдельных скважин надо определить давление насыщения
и показатель снижения коэффициента продуктивности по нефти
при снижении забойного давления ниже давления насыщения.
Такие гидродинамические исследования добывающих скважин
должны происходить по методу установившихся отборов. Надо
учитывать, что время установления давления не совпадает со
временем установления нового значения коэффициента продук-
тивности по нефти. Установление нового значения коэффициен-
та продуктивности по сравнению с установлением нового значе-
ния давления может быть существенно более медленным. По
этой причине при снижении забойного давления ниже давления
насыщения не сразу, с некоторым промедлением, обнаруживается
отрицательный результат, а при специальном повышении забой-
ного давления до давления насыщения тоже не сразу, с некото-
рым промедлением, обнаруживается положительный результат.
Надо помнить, что при снижении забойного давления ниже дав-
ления насыщения сначала постепенно происходит снижение ко-
эффициента продуктивности по нефти, но депрессия увеличива-
ется, и дебит нефти увеличивается, хотя его увеличение всё бо-
лее и более замедляется, наконец, прекращается и начинается
15
снижение дебита нефти. При каком-то критическом снижении
забойного давления ниже давления насыщения, несмотря на
дальнейшее увеличение депрессии, происходит снижение дебита
нефти. Значит, увеличение депрессии оказалось меньше сниже-
ния коэффициента продуктивности по нефти, не компенсировало
снижение коэффициента продуктивности. А снижение коэффи-
циента продуктивности по нефти равносильно увеличению вяз-
кости нефти со всеми дальнейшими отрицательными последст-
виями.
Чтобы не произошла беда, надо постоянно контролировать
забойное давление и поддерживать его на уровне давления на-
сыщения путем регулирования производительности глубинного
насоса. Это надо делать постоянно по всем добывающим скважи-
нам. Контроль и регулирование может быть автоматическим,
такие регуляторы уже есть.
Если бы это обязательно выполнялось, то по многим разраба-
тываемым залежам й месторождениям не произошла катастро-
фическая потеря извлекаемых запасов нефти.
Для увеличения добычи нефти увеличение депрессии на неф-
тяные пласты может быть выполнено не за счет снижения за-
бойного давления добывающих скважин ниже давления насыще-
ния, а за счет повышения пластового давления значительно выше
начального. Но при этом надо гидродинамически экранировать
область высокого пластового давления, чтобы исключить отток
нефти и потерю части извлекаемых запасов нефти во внешней
водоносной области.
Проблемные запасы, как правило, требуют проведения скоро-
стного промышленного эксперимента на участке залежи с сеткой
скважин, сгущенной в 8, 16 и более раз, по испытанию запроек-
тированной технологии добычи нефти, чтобы заблаговременно
увидеть ее недостатки и устранить их или отказаться от её при-
менения и запроектировать другую технологию, лишенную не-
достатков.
Беда многих проблемных запасов нефти в том, что для их
разработки проектируют методы, не учитывающие их существен-
ные особенности; копируют где-то в других условиях уже при-
мененные методы. Беда в том, что проектированием разработки
занимаются специалисты недостаточно высокой квалификации
и не предусматривают экспериментальную проверку в конкрет-
ных условиях месторождения запроектированной ими техно-
логии.
Налоговые льготы не помогут совершенствованию разработки
проблемных запасов нефти, даже, наоборот, помешают. Нужны
специалисты наивысшей квалификации, нужны специальные ис-
16
следования и скоростные проверки запроектированной техноло-
гии на экспериментальных участках месторождений.
Нужны совершенные скважины, другой, существенно более
высокий уровень контроля за их работой (точное определение
текущей обводненности и, значит, текущей добычи нефти) и ре-
гулярное проведение гидродинамических исследований.
Оптимистично подытожим: есть реальная возможность уве-
личения в нашей стране извлекаемых запасов нефти и текущей
добычи нефти за счет значительного увеличения коэффициента
нефтеотдачи проблемных запасов нефти.
1.2. ПРОБЛЕМЫ ПОЗДНЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ
НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
В истории развития нефтедобывающей отрасли промышлен-
ности уже были две эры и наступает третья.
Во время первой эры на нефтяных месторождениях бурили
только добывающие скважины, и нефть добывали на режиме ис-
тощения природной энергии со снижением пластового давления.
На месторождениях относительно небольших размеров в пла-
стах высокой продуктивности с активной законтурной водонос-
ной областью достигали высокой нефтеотдачи. А на месторожде-
ниях больших и гигантских размеров нефтеотдача оказывалась
невысокой. И в среднем по всем месторождениям нефтеотдача
была невысокой, до 20 %.
Промышленная добыча нефти осуществляется более 100 лет,
добыча нефти с помощью скважин более 140 лет, скоро будет
150 лет.
Первая эра в нефтедобывающей отрасли в передовых про-
мышленно развитых странах завершилась более 50 лет назад.
Во время второй эры развития нефтедобывающей отрасли,
кроме добывающих скважин, стали бурить нагнетательные сква-
жины, и нефть стали добывать при режиме поддержания пласто-
вого давления путем закачки через нагнетательные скважины в
нефтяные пласты воды или газа.
Надо отметить, что способ разработки нефтяных пластов пу-
тем закачки воды изобрели в США около 1900 г. Но очень мед-
ленно увеличивались масштабы применения этого способа и в
1953 г. за счет этого способа в США добывали 18 % годовой до-
бычи нефти.
В нашей стране очень долго предпочтение отдавали закачке
газа. Наверное, после 1943 г. стали всерьез заниматься закачкой
17
воды. Причем стали заниматься по команде сверху. Уже до
1950 г. было решено все вновь вводимые крупные и крупнейшие
нефтяные месторождения разрабатывать путем искусственного
заводнения (сначала законтурного заводнения на Туймазинском
месторождении, а затем внутриконтурного заводнения на Ро-
машкинском месторождении). Благодаря широкомасштабному
применению искусственного заводнения наша страна вышла на
первое место в мире по добыче нефти и проектной нефтеотдаче
пластов.
Повторим, что решение о применении искусственного завод-
нения при разработке нефтяных месторождений было принято
высшим руководством страны, несмотря на критические выступ-
ления очень многих ученых-нефтяников, и потому осуществля-
лось без помех и промедления.
Довольно скоро на собственном опыте наши нефтяники убе-
дились, что закачка воды обеспечивает более высокую нефтеот-
дачу пластов, чем закачка газа. Но надо было правильно понять,
почему это так!
По предложению А.П. Крылова коэффициент нефтеотдачи
стали представлять в виде произведения двух коэффициентов:
коэффициента вытеснения и коэффициента охвата пластов вы-
теснением.
Кстати напомним, что А.П. Крылов был первым главным про-
ектировщиком разработки Туймазинского месторождения с ис-
кусственным законтурным заводнением и Ромашкинского место-
рождения с искусственным внутриконтурным заводнением.
При представлении коэффициента нефтеотдачи в виде произ-
ведения двух коэффициентов (вытеснения и охвата вытеснени-
ем) первый из них отражает влияние микронеоднородности по-
ристой породы нефтяных пластов и взаимной нерастворимости
нефти и вытесняющей воды, возникновение на их контакте по-
верхностных сил, в пористой породе - капиллярных сил, капил-
лярных давлений и градиентов капиллярного давления. Послед-
ние называют маленькими гигантами, поскольку они несравнимо
велики против гидродинамических градиентов давлений, созда-
ваемых в нефтяных пластах за счет разности забойных давлений
нагнетательных и добывающих скважин. Именно градиенты ка-
пиллярного давления на фоне микронеоднородности пористой
породы замыкают и захороняют остаточную нефть. Снять блока-
ду остаточной нефти нельзя с помощью гидродинамических гра-
диентов давления, но можно с помощью других градиентов ка-
пиллярного давления.
Коэффициенты вытеснения определяют в лабораторных усло-
виях на маленьких образцах породы нефтяных пластов при дос-
18
таточно большой прокачке вытесняющего агента, например, вы-
тесняющей воды.
Второй коэффициент - коэффициент охвата пластов вытес-
нением отражает влияние макронеоднородности пластов по про-
ницаемости и прерывистости, шага хаотической изменяемости и
плотности сетки скважин (нефтяной площади, приходящейся на
одну скважину проектной сетки), а также влияние геометриче-
ской неравномерности фильтрационного потока от точек - на-
гнетательных скважин - к точкам - добывающим скважинам;
отражает влияние различия физических свойств нефти и вытес-
няющего агента и минимального экономически допустимого
дебита нефти добывающей скважины или максимальной эко-
номически допустимой доли вытесняющего агента, конкретно,
при заводнении предельной максимально допустимой обводнен-
ности.
Очень важно понять: почему при вытеснении нефти водой ко-
эффициент нефтеотдачи выше, чем при вытеснении нефти га-
зом? На многих нефтяных месторождениях Западной Сибири
коэффициент вытеснения нефти водой равен 0,5, а коэффициент
охвата пластов вытеснением равен 0,7. В итоге получается коэф-
фициент нефтеотдачи 0,5 0,7 = 0,35. В тех же условиях коэффи-
циент вытеснения нефти газом равен 1,0, потому что газ раство-
рим в нефти, а коэффициент охвата пластов вытеснением равен
0,25, потому что велико соотношение подвижностей газа и неф-
ти, и в итоге коэффициент нефтеотдачи получается равным
0 35
1,0-0,25 - 0,25, что в — = 1,4 раза меньше, чем при вытеснении
0,25
нефти водой.
Возникает резонный вопрос: а нельзя ли соединить преиму-
щества закачки газа и закачки воды - от газа взять высокий ко-
эффициент вытеснения нефти 1,0, а от воды взять достаточно
высокий коэффициент охвата пластов вытеснением 0,7 и в итоге
получить коэффициент нефтеотдачи, близкий к 1,0-0,7 = 0,7, т.е.
вместо обычного заводнения осуществить газовое заводнение и
почти в 2 раза увеличить коэффициент нефтеотдачи пластов и,
соответственно, почти в 2 раза увеличить начальные извлекаемые
запасы нефти при одних и тех же начальных балансовых геоло-
гических запасах нефти?!
А если процесс разработки нефтяной залежи был осуществлен
путем закачки газа и завершен (почти завершен) с нефтеотдачей
пластов 1,0-0,25 = 0,25, то после этого возможно применение за-
качки воды с последующим чередованием закачек газа и воды, и
в результате нефтеотдача пластов может быть близкой к нефте-
19
отдаче при газовом заводнении, но, наверное, увеличенной будет
прокачка газа.
А если залежь высоковязкой нефти (с вязкостью до 100 сП и
более) была разработана (почти разработана) путем закачки во-
ды с коэффициентом нефтеотдачи 0,6 0,35 = 0,21, то на этой за-
лежи в дальнейшем может быть применена чередующаяся закач-
ка воды (90 %) и небольшой части (10 %) добытой и дегазиро-
ванной высоковязкой нефти, и за счет увеличения коэффициента
охвата пластов вытеснением с 0,35 до 0,80 может быть увеличен
коэффициент нефтеотдачи с 0,6 0,35 = 0,21 до 0,6 0,8 0,9 = 0,432,
т.е. в ---= 2,0571 = 2 раза.
0,21
Приведем еще один важный пример возможного значительно-
го увеличения добычи нефти и нефтеотдачи пластов.
Рассматриваемая нефтяная залежь содержит нефть с высоким
начальным газосодержанием 250 м3/т, с высоким давлением на-
сыщения нефти газом 170 ат, имеет очень низкое минимальное
забойное давление фонтанирования добывающих скважин 40 ат
и пластовое давление 220 ат. Средний коэффициент продуктив-
ности скважины по нефти 1 т/(сут ат). Разработка нефтяной за-
лежи сначала осуществлялась при фонтанном способе эксплуата-
ции добывающих скважин. С помощью штуцера устьевое давле-
ние поддерживалось на уровне 70 ат, а забойное давление - на
уровне давления насыщения 170 ат. При этом депрессия состав-
ляла (220-170) = 50 ат и средний дебит нефти добывающей
скважины 1-(220-170) = 50 т/сут.
По указанию каких-то руководящих работников добывающие
скважины с фонтанного способа эксплуатации перевели на более
современный (более привычный) глубиннонасосный способ экс-
плуатации. Хотели депрессию увеличить в 3 раза и в 3 раза уве-
личить дебит нефти с 1 (220-170) = 50 т/сут до 1 (220-170) =
= 150 т/сут. Но как только перестали с помощью штуцера искус-
ственно поддерживать высокое устьевое давление и забойное
давление на уровне давления насыщения, так сразу
самопроизвольно забойное давление снизилось до минимального
давления фонтанирования 40 ат, коэффициент продуктивности
по нефти снизился в
V = е+а(Рвас-Рс) = ^0,03(170-40) = ~ 5Q раз
и дебит нефти добывающей скважины не увеличился с 50 т/сут
150
до 150 т/сут, а уменьшился до — = 3 т/сут. Но произошло это
20
не мгновенно, а в течение нескольких дней, и поэтому катастро-
фическое уменьшение дебита нефти не было замечено. А позже
уменьшение дебита нефти объяснили действием совсем других
причин и вместо возврата к прежнему высокому забойному дав-
лению совершили много других мероприятий, но все напрасно,
устойчивого положительного результата так и не получили. В
полной мере беда обнаружилась после начала обводнения. Про-
изошел катастрофически быстрый рост обводненности и конеч-
ная нефтеотдача пластов оказалась по сравнению с запроектиро-
ванной сниженной в 4 раза. Как будто нефть стала высоковяз-
кой, как будто ее вязкость увеличилась в 50 раз и, соответствен-
но, снизилась нефтеотдача, которая стала соответствовать без-
водному периоду.
Это явление повышения эффективной вязкости нефти в упор
не видят и не учитывают, наверное, потому что применяют ма-
тематические модели разработки нефтяных пластов с геофизиче-
скими электрическими определениями проницаемости, не ис-
пользуя действительные значения проницаемости по гидродина-
мическим определениям, вообще не используя результаты гидро-
динамических исследований, как будто гидродинамические
исследования скважин вообще не нужны.
Если правильно понять причину беды - крутого падения до-
бычи нефти и нефтеотдачи пластов, то такие старые давно разра-
ботанные месторождения можно вернуть в разработку, увеличить
экономически эффективную добычу нефти и нефтеотдачу пла-
стов в 1,5-2 раза и даже в 4 раза, а по таким новым месторожде-
ниям сразу применять правильную технологию эксплуатации
скважин и не допускать потери добычи нефти и нефтеотдачи
пластов. Но это будет принципиально новая интеллектуальная
разработка нефтяных месторождений, когда по всем работающим
скважинам постоянно осуществляют контроль удовлетворитель-
ной точности и регулярно проводят гидродинамические исследо-
вания; и самое главное - знают для чего проводят и какая боль-
шая от этого получается технологическая и экономическая эф-
фективность! Сейчас те, кто экономят на гидродинамических
исследованиях скважин, не знают, к каким большим экономиче-
ским потерям это приводит.
Итак, завершается вторая эра и начинается третья эра в разви-
тии нефтедобывающей отрасли промышленности. Если первая эра
завершается средней нефтеотдачей разрабатываемых месторож-
дений до 20 %, вторая эра с поддержанием пластового давления и
вытеснением нефти водой или газом завершается средней нефте-
отдачей месторождений около 40 %, то в третьей эре нефтеотдача
месторождений увеличится в 1,5 и более раз до 60 % и более.
21
Какие явные признаки у третьей эры? - Вы уже много раз
слышали: интеллектуальная скважина, интеллектуальный нефте-
добывающий промысел, интеллектуальная разработка нефтяного
месторождения.
У интеллектуальных технологий есть две стороны: настоя-
тельная потребность в них и техническая возможность их созда-
ния. Конечно, главной является настоятельная потребность в
них.
Так, если вы понимаете, что совместная разработка несколь-
ких нефтяных пластов одной общей сеткой скважин в несколько
раз уменьшает капитальные затраты, то вы сумеете применить
внутрискважинное оборудование для раздельного контроля рабо-
ты пластов и раздельного управления их работой.
Если вы понимаете, что из-за отсутствия удовлетворительного
контроля за работой скважин (прежде всего за обводненностью)
и регулярных гидродинамических исследований скважин нельзя
осуществить их рациональную работу и по этой причине общая
добыча нефти уменьшена в 1,5 раза и более, то вы найдете воз-
можность организовать регулярный контроль и регулярные ис-
следования всех работающих скважин, а не каких-то 10 %, быст-
рый сбор и передачу информации и оперативную оптимизацию
работы скважин - расчет оптимизации и оперативное ее осуще-
ствление.
Если вы понимаете, что на месторождении нефти с высоким
начальным газосодержанием и низким минимальным забойным
давлением фонтанирования добывающих скважин нельзя забой-
ное давление снижать ниже давления насыщения и тем более
допускать его самопроизвольное снижение, то вы найдете (хотя
это совсем не так просто!) технические возможности эксплуати-
ровать скважины при рациональном режиме, не допуская катаст-
рофического снижения текущей добычи и конечной нефтеотдачи
пластов.
Применительно к нефтяным месторождениям, уже находя-
щимся на поздней стадии разработки, кроме самых благополуч-
ных уже достигших высокой нефтеотдачи, на всех других можно
осуществлять какую-то высокоэффективную технологию, напри-
мер, одну из упомянутых здесь, и совершать возрождение место-
рождений.
По нашему представлению, технологии третьей эры будут со-
ставлены по принципу системной оптимизации из уже известных
компонентов и блоков в соответствии с геологическим строением
и продуктивностью пластов, в соответствии с коэффициентами
вытеснения нефти, вязкостью, начальным газосодержанием и
другими свойствами нефти. Существенным отличием этих тех-
22
нологий будет учет реальной очень высокой созданной природой
зональной неоднородности пластов по продуктивности, по эф-
фективной толщине и по удельной продуктивности на единицу
эффективной толщины. Пока эту зональную неоднородность
почти не учитывают; применяемые математические модели раз-
работки нефтяных месторождений обычно бывают построены по
геофизическим электрическим определениям проницаемости, ко-
торые, грубо говоря, никакого отношения к делу не имеют:
слишком велики ошибки этих определений, в чем может убе-
диться любой любознательный инженер по разработке нефтяных
месторождений, а специалисты более высокого уровня уже давно
должны знать.
Технологии третьей эры будут интеллектуальными, основан-
ными на эффективном использовании большого количества дос-
товерной информации. Получаемые большие технологические и
экономические эффекты будут, можно сказать, из ничего - из
информации, из ее использования.
Россия, российская нефтедобывающая отрасль промышленно-
сти должна одной из первых войти в третью эру с интеллекту-
альной высокоэффективной разработкой нефтяных месторожде-
ний с увеличением при одних и тех же балансовых геологиче-
ских запасах нефти в 1,5 раза и более извлекаемых запасов
нефти.
1.3. УПРАВЛЯЕМОСТЬ РАЗРАБОТКОЙ
НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Информационные проблемы разработки нефтяных месторож-
дений, наверное, сходны с информационными проблемами мно-
гих других производственных процессов. Поэтому начнем с ци-
тирования Билла Гейтса - всемирно известного создателя про-
грамм для работы на персональных компьютерах [1]:
«В плохих новостях нет никакой пользы, если нельзя передать
их вверх по организационной структуре и спешно предпринять те
или иные действия...
Иногда я думаю, что моя самая важная работа в качестве
руководителя - выслушивать плохие новости. Однако если на них
никак не реагировать, люди просто перестанут их сообщать, а
это - начало конца...
Люди, способные проявлять полезную инициативу, должны
иметь такую возможность, какие бы должности они ни зани-
мали...
Разбивая работу на множество отдельных участков и поручая
23
их множеству отдельных работников, вы можете зайти так да-
леко, что уже никто не будет представлять себе процесс в целом
и колёса начнут вращаться вхолостую...
Самый надежный способ выделить компанию среди конкурен-
тов, оторваться от толпы преследователей - это хорошо орга-
низовать работу с информацией...
Хотя очень многие проблемы в бизнесе являются по своей сути
проблемами информационными, почти никто не обращается с
информацией, как она того заслуживает...
Многие руководители верхнего эшелона до сих пор считают,
что отсутствие своевременной информации - это данность...»
Почему так много цитат из книги Билла Гейтса? - Потому,
что они касаются широкой человеческой производственной дея-
тельности, очень важной в настоящее время.
Прежде всего, речь идет о ценности плохих новостей. Плохие
новости должны дойти вверх до руководителей, чтобы они ак-
тивно, конструктивно реагировали на них. Но нередко большие
руководители имеют большую административную и финансовую
силу и тратят ее на то, чтобы не допустить до себя плохие ново-
сти, чтобы не знать плохие новости.
Приведем жизненный пример. Посещение врачей выявляет
новые болезни. Но врачи не создают болезни, они только их об-
наруживают. Сообщение о болезни - плохая новость, но она не-
обходима для лечения и выздоровления. И плохо, когда на такую
новость не реагируют, или не хотят ходить к врачам.
Управляемость - эффективность управления производствен-
ным процессом - выражается в отношении фактического продук-
та к вполне возможному продукту. Управляемость, как КПД -
коэффициент полезного действия, измеряется в долях единицы
или в процентах. Управляемость, как КПД, всегда меньше еди-
ницы или 100 %, и вопрос только в том, насколько меньше. Нас
интересует управляемость процессом добычи нефти - управляе-
мость разработкой нефтяного месторождения. Например, на ка-
ком-то нефтяном месторождении с поддержанием пластового
давления начальное пластовое давление равно Рпл0 = 200 ат, дав-
ление насыщения нефти газом равно Рнас = 100 ат и средний ко-
эффициент продуктивности скважины по нефти равен Цо =
= 3 т/(сут-ат), средний дебит нефти добывающей скважины в
сутки вполне может быть равным q0 = т|0 • (Рпл0 _ Л.ас) =
= 3 (200 -100) = 300 т/сут и в год с учетом числа дней работы
т = 333,3 сут/год равным q0 - 300 • 333,3 = 99990 s 100000 т/год =
24
= 100 тыс. т/год = 0,1 млн т/год, а фактический дебит нефти ра-
вен q = 150 т/сут; соответственно, управляемость равна
Х = —= 0,50 или 50 %.
300
Сразу возникает вопрос: почему такая пониженная управляе-
мость? Возможно, это из-за форс-мажорных обстоятельств: вре-
менного снижения потребности рынка в нефти, временного сни-
жения пропускной способности магистрального нефтепровода
или временной незавершенности запроектированного капиталь-
ного строительства. А если эти обстоятельства не временные, а
долговременные, то почему они не были учтены при проектиро-
вании?
Однако довольно часто низкая управляемость связана не с
временными внешними форс-мажорными обстоятельствами, а с
дефектами управления процессом добычи нефти - разработкой
нефтяного месторождения, с дефектами принятой системы
управления, с недостаточной грамотностью специалистов, заня-
тых управлением.
Несомненно, управляемость прямо связана с поступлением
информации о работе основных звеньев системы разработки -
добывающих и нагнетательных скважин, с точностью и регуляр-
ностью поступления этой информации, с регулярностью гидро-
динамических исследований скважин.
Например, невысокая управляемость X = 50 % оказалась на
нефтяном месторождении, где доля гидродинамически исследо-
ванных скважин была небольшой, менее 10 %, где при начальном
пластовом давлении Рпл0 = 200 ат и давлении насыщения Рплс =
= 100 ат фактический разброс значений забойных давлений был
почти равномерный от Pcmin =10 ат до РСП1ах =190 ат, где пока-
затель снижения коэффициента продуктивности добывающей
скважины по нефти при снижении забойного давления ниже
давления насыщения был равен а = 0,03 1/ат. В этих условиях
для определения управляемости можно использовать следующую
формулу:
25
7-----------------v • /(190 -100) • Г200 - 190 +1001 +
(200-100) (190-to) f ( 2 J
1
0,03
200 -100 + — - f200 -10 + —1 x e-0-03 (,00->°)
0,03 ( 0,03J
= —• [4950 + 3944,11 = 0,275 + 0,21912 = 0,49412 = 0,5.
18000 L J
Что необходимо в этих условиях для радикального повыше-
ния управляемости? Гидродинамические исследования всех
скважин и спуск в добывающие скважины в соответствии с уста-
новленными коэффициентами продуктивности глубинных насо-
сов необходимой производительности, чтобы забойные давления
были на уровне давления насыщения. По имеющейся пока не-
достаточно полной информации на многих нефтяных месторож-
дениях наблюдается невысокая управляемость.
Понятно, что в этом заключается резерв возможного значи-
тельного увеличения добычи нефти и нефтеотдачи пластов. Об-
ратите внимание на возможность значительного повышения эф-
фективности разработки нефтяных месторождений за счет
управляемости - за счет повышения эффективности управления,
соответственно, за счет радикального повышения точности кон-
троля за работой скважин, регулярного проведения гидродина-
мических исследований всех работающих скважин и своевремен-
ного без промедления использования полученной информации.
Для этого не надо создавать принципиально новые технологии
добычи нефти.
Обратите внимание, добычу нефти можно повышать за счет
разведки новых геологических запасов нефти, за счет создания
принципиально новых технологий извлечения запасов нефти и за
счет повышения управляемости извлечения запасов нефти!
1.4. СЛИШКОМ МАЛА ДОЛЯ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИ
ИССЛЕДОВАННЫХ СКВАЖИН
На очень многих разрабатываемых нефтяных месторождениях
слишком мало гидродинамически исследованных скважин - ме-
нее 10 % всего фонда работающих скважин.
Определенные по скважинам гидродинамическим путем ко-
эффициенты продуктивности добывающих скважин, а также оп-
ределенные по этим коэффициентам значения гидропроводности
26
и значения проницаемости ничем нельзя заменить. Их нельзя
рассчитать по значениям проницаемости, определенным геофи-
зическим путем по электрическим замерам, ибо эти геофизиче-
ские значения проницаемости слишком сильно отличаются от
действительных гидродинамическим путем определенных значе-
ний проницаемости, ошибки составляют плюс-минус многие де-
сятки и даже сотни процентов, и вообще между ними может не
быть связи.
Если по всем скважинам нефтяной залежи вы имеете коэф-
фициенты продуктивности, знаете, что проектное пластовое дав-
ление может быть на уровне начального пластового давления, а
проектная величина забойного давления может быть, например,
на уровне давления насыщения нефти газом, то вы сразу можете
без каких-либо самых современных и самых сложных математи-
ческих гидродинамических моделей оценить общий дебит всех
добывающих скважин, причем сделать это с вполне приемлемой
точностью.
Для полученного общего дебита можно определить необходи-
мую общую закачку воды и определить число нагнетательных
скважин, которые будут размещены рассредоточенно среди добы-
вающих скважин. Тогда специалисты-нефтяники будут в деталях
понимать происходящий процесс разработки нефтяных залежей
и месторождений.
При наличии коэффициентов продуктивности по всем имею-
щимся скважинам хорошие математические гидродинамические
модели не будут лишними, они позволят осуществлять систем-
ную оптимизацию процесса разработки, рассматривать работу
каждой скважины в сочетании с работой соседних скважин; их
применение даст значительный дополнительный технологиче-
ский и, соответственно, экономический эффект.
Большой вопрос: для чего вообще надо знать коэффициенты
продуктивности скважин? Во-первых, для того, чтобы правильно
обосновать проектную добычу нефти; во-вторых, для того, чтобы
эту проектную добычу нефти суметь практически осуществить
[14].
Предположим, что на рассматриваемой нефтяной залежи по
проектной сетке будет пробурено 1000 скважин, но ко времени
проектирования было пробурено, введено в действие и гидроди-
намически исследовано только 100 скважин. Эти скважины дали
исходную информацию для проектирования. С учетом обычно
наблюдающейся природной высокой зональной неоднородности
нефтяных пластов по продуктивности относительная среднеквад-
ратичная ошибка определения средней продуктивности и расчет-
ного дебита нефти будет
27
A - .1 - = ±0,1 или ±10 %,
Vioo
возможная максимальная ошибка будет
3 • А = 3 • 0,1 = ±0,3 или ±30 %.
Для обеспечения 90%-ной надежности проектной добычи
нефти надо расчетную добычу нефти умножить на понижающий
коэффициент
£ = 1 -1,3 • А = 1 -1,3-0,1 = 0,87.
Поясним, что значит 90%-ная надежность: в 90 случаях из 100
фактическая добыча нефти будет равной или больше проектной,
а в 10 случаях из 100 будет меньше проектной и, соответственно,
возможно некоторое невыполнение проектной добычи нефти.
При числе гидродинамически исследованных скважин 16 (что
ближе к реальности!) относительная среднеквадратичная ошибка
будет равна
А - - ±0,25 или ±25 %,
V16
возможная максимальная ошибка будет
3 • А = 3 • 0,25 = ±0,75 или ±75 %
и понижающий коэффициент будет
£, = 1 -1,3-А = 1 -1,3 0,25 = 0,675.
Если расчетная добыча нефти составляет 10 млн т/год, то при
числе гидродинамически исследованных скважин 16 проектная
добыча нефти равна 6,75 млн т/год, а при числе гидродинамиче-
ски исследованных скважин 100 проектная добыча нефти равна
8,7 млн т/год. Уменьшение числа гидродинамически исследован-
ных скважин со 100 до 16, на 84 скважины, приводит к умень-
шению проектной добычи нефти почти на 2 млн т/год. При ры-
ночной цене 1 т нефти 100 дол/т годовые потери для недрополь-
зователя будут равны 100-2 = 200 млн дол., что значительно до-
роже бурения и гидродинамического исследования 84 скважин.
При увеличении числа гидродинамически исследованных
скважин, по которым получены достоверные значения коэффи-
циента продуктивности, ошибка проектной добычи нефти из-за
высокой зональной неоднородности пластов может быть значи-
тельно уменьшена, почти до нуля. Так если при 1000 проектных
скважин гидродинамические исследования будут выполнены по
28
500 скважинам, то относительная среднеквадратичная ошибка
будет
д 1 &2яо=0Л)3
V500 V 1000 + 1
и понижающий коэффициент будет
$ = 1-1,3-А = 1-1,3-0,03 = 0,96.
Проектную добычу нефти можно вполне обоснованно рассчи-
тать, но ее еще надо практически достигнуть. Для этого надо
обоснованно задать режимы работы глубинных насосов.
Если из 1000 скважин только по 500 скважинам гидродина-
мическим путем определены коэффициенты продуктивности, то
только по этим 500 скважинам обоснованно будут заданы режи-
мы работы глубинных насосов, а по остальным (1000-500) = 500
скважинам режимы работы будут заданы наугад: по одним сква-
жинам производительности глубинных насосов будут занижены,
и это будет очевидное снижение общего дебита нефти, а по дру-
гим скважинам производительности глубинных насосов будут
завышены, но это завышение никак не компенсирует предыдущее
занижение общего дебита нефти, потому что завышение произ-
водительности глубинных насосов по сравнению с рациональной
величиной приводит к завышению депрессии, к занижению за-
бойного давления, к снижению забойного давления ниже давле-
ния насыщения, к снижению коэффициентов продуктивности по
нефти и, несмотря на увеличение депрессии, к снижению деби-
тов нефти.
Приведем пример по данным одного давно разрабатываемого
нефтяного месторождения.
Исходные данные.
Средний коэффициент продуктивности скважины по нефти
(при забойном давлении выше давления насыщения) равен =
= 2 т/(сут-ат), пластовое давление равно Рпл0 = 200 ат, давление
насыщения нефти газом равно Рнас =100 ат, у добывающих сква-
жин максимальное забойное давление равно Рстях =180 ат, ми-
нимальное забойное давление равно Рс mjn = 20 ат, показатель
снижения коэффициента продуктивности по нефти при сниже-
нии забойного давления ниже давления насыщения на 1 ат равен
а = 0,03 1/ат.
При рациональном забойном давлении на уровне давления
насыщения Рс = Рнас = 100 ат рациональный дебит скважины
равен
29
*7о = По • (Лл - Лас) = 2 • (200 - 100) = 200 т/сут.
При хаотическом разбросе значений забойного давления по
скважинам (в соответствии с равномерным распределением в
пределах от Рсга1п = 20 ат до Рс тах = 180 ат) средний дебит неф-
ти добывающей скважины определяется [10] по следующей фор-
муле:
—• {(180 -100) • (200 - +
180-20 7 \ 2 /
+ Ж • [200 -100 + Ж - (200 - 20 + ж)' е °'°3=
= 0,0125 • (4800 + 3799,339) = 60 + 47,492 = 107,492 =
= 107,5 т/(сут-ат),
что меньше, чем при рациональном забойном давлении в
2^= *= 1,8605 £1,86 раза.
107,5 0,55/5
Если гидродинамически исследована половина всего фонда
добывающих скважин и по этим скважинам задано рациональное
забойное давление, а по другой половине фонда режим глубин-
ных насосов задан наугад, то снижение общего дебита нефти бу-
дет в
200+200 а олло 4 о
———— = 1,3008 5 1,3 раза
200+107,5 н
и вместо проектной добычи нефти, например, равной 4 млн
т/год, будет добыча 3,075 млн т/год или меньше на 0,925 млн
т/год. И если недропользователь на каждой 1 т нефти теряет
100 дол/т, то годовая потеря из-за нежелания гидродинамически
исследовать половину скважин составит
100-0,925 = 92,5 млн дол.,
что во много раз больше всех затрат на гидродинамические ис-
следования скважин!
30
А если гидродинамические исследования проводить только по
10 % фонда добывающих скважин, то снижение общего дебита
нефти будет
0,1-200+0,9-200 < 740-1 7
—------„ ’ — = 1,7131 = 1,7 раза
0,1 200+0,9-107,5 F
и вместо общей добычи нефти 4,0 млн т/год будет добыча нефти
2,335 млн т/год; при этом потеря общей годовой добычи нефти
составит 1,665 млн т/год и 166,5 млн дол/год - это слишком до-
рогая плата за нежелание гидродинамически исследовать весь
фонд добывающих скважин.
После всего уже изложенного можно задать один самый глав-
ный вопрос: как вы относитесь к предложению [6] гидродинами-
ческими исследованиями охватывать малую долю скважин, кон-
кретно: по месторождениям, находящимся на начальной стадии
разработки, исследовать всего 20-25 %, по месторождениям, на-
ходящимся на стадии пиковой и стабильной добычи, исследовать
15-20 %, и по месторождениям на стадии падающей добычи (а
это большинство ныне разрабатываемых месторождений!) иссле-
довать только 10-15 %? Наверное, это совершенно недопустимо.
Это уже приводит и в будущем будет приводить к большим тех-
нологическим и экономическим потерям для недропользователя
и для недровладельца - государства.
Если исследовать все работающие скважины и на основе по-
лученной достоверной информации оптимизировать работу всех
скважин, то добыча нефти в целом по стране может быть увели-
чена на одну треть. Причем это может произойти при одном и
том же числе скважин, при одних и тех же глубинных насосах за
счет увеличения объема и качества используемой информации,
за счет увеличения управляемости процессом разработки место-
рождений, за счет уменьшения хаоса! При одних и тех же геоло-
гических запасах нефти за счет увеличения коэффициента
нефтеотдачи будут существенно увеличены извлекаемые запасы
нефти.
Вообще, кто мог придумать и предложить такое значительное
уменьшение доли скважин, охваченных гидродинамическими ис-
следованиями по определению коэффициентов продуктивности,
приводящее к значительным технологическим и экономическим
потерям? Те, кто никак не связан с объемом добычи нефти, с
оптимизацией добычи нефти на основе данных гидродинамиче-
ских исследований скважин; те, кто не знает о природной очень
высокой зональной неоднородности нефтяных пластов по про-
дуктивности, при которой соседние скважины по продуктивности
в среднем различаются в 3 и более раз, и по данным исследова-
31
ний каждой десятой скважины нельзя судить о продуктивности
и состоянии соседних девяти скважин.
Вывод.
Для значительного увеличения добычи нефти необходимо
значительно увеличить охват скважин гидродинамическими ис-
следованиями - довести охват до 100 %.
1.5. ПОИСК РАЦИОНАЛЬНОГО ВАРИАНТА РАЗРАБОТКИ
НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ
Что создают нефтяники? Нефтяники создают экономическую
эффективность - дисконтированную чистую прибыль; потому
что результаты произведенного труда превышают затраты про-
шлого труда; потому что нефтяники создают продукт, нужный
людям - они добывают нефть.
Для кого создают нефтяники? Прежде всего для страны; за-
тем для недропользователей, вложивших свои капиталы в разра-
ботку нефтяных месторождений, и, конечно, для самих себя, по-
лучающих различные выплаты из прибыли.
Эта экономическая эффективность получается благодаря до-
быче нефти, благодаря разработке нефтяных месторождений,
благодаря извлечению запасов нефти из нефтяных пластов, рас-
положенных на больших глубинах в 1, 2, 3, 4 и более километ-
ров, не доступных прямому визуальному наблюдению.
Эти пласты сначала надо найти, выявить размеры нефтяных
площадей, объемы нефти и продуктивности скважин. Далее надо
организовать рациональную разработку выявленных запасов
нефти, для чего запроектировать систему и технологию разра-
ботки, пробурить на нефтяные пласты большое число запроекти-
рованных скважин, на дневной поверхности обустроить скважи-
ны, создать промысловое хозяйство (систему сбора и подготовки
нефти и систему заводнения) и осуществить процесс.
Что необходимо для достижения высокой экономической эф-
фективности? Благоприятное соотношение экономических эф-
фектов и затрат.
При стабильной цене 1 т нефти на мировом рынке чем боль-
ше добыча нефти, тем больше экономический эффект (выручка).
Добыча нефти прямо пропорциональна среднему коэффици-
енту продуктивности по нефти добывающей скважины, также
депрессии (т.е. разности пластового давления и давления на за-
бое этой скважины) и числу добывающих скважин, соответст-
венно, общему числу скважин (к добывающим в определенной
пропорции добавляются нагнетательные). Для конкретных рас-
32
сматриваемых нефтяных пластов существует рациональная схема
заводнения и рациональное соотношение добывающих и нагнета-
тельных скважин, например, равное 3.
Таким образом, чем больше средняя продуктивность скважи-
ны, чем больше разность забойных давлений нагнетательных и
добывающих скважин (чем больше репрессия плюс депрессия),
чем лучше схема заводнения и чем больше число скважин, тем
больше годовая добыча нефти, тем больше годовой темп отбора
введенных в разработку извлекаемых запасов нефти, тем больше
годовой темп отбора текущих извлекаемых запасов нефти, а при
неизменности последнего тем больше годовой темп падения го-
довой добычи нефти. Стабилизировать годовую добычу нефти по
залежи можно постепенным разбуриванием и вводом в действие
залежи. Разбуривание нефтяной залежи, особенно крупной и
крупнейшей, может быть многолетним и очень продолжитель-
ным. По разбуренному и разрабатываемому участку залежи
скрыть падение добычи нефти в следующем году можно допол-
нительным увеличением годового темпа отбора текущих извле-
каемых запасов нефти. Но так можно действовать по высокопро-
дуктивным нефтяным пластам, где сначала используют только
часть возможного высокого годового темпа отбора запасов, а в
последующие годы постепенно, дозированно увеличивают годо-
вой темп отбора запасов. А после достижения максимально воз-
можной величины темпа отбора произойдет крупное падение до-
бычи нефти - годовая доля падения будет равна достигнутой
высокой годовой доле отбора.
Капитальные затраты на разработку залежи - на бурение и
обустройство скважин - прямо пропорциональны числу пробу-
ренных и введенных в действие скважин. Дополнительно могут
быть капитальные затраты на коммуникации (железные и авто-
мобильные дороги, трубопроводы нефтяные и газовые, водопро-
воды, электролинии высокого напряжения, связь), если рассмат-
риваемое нефтяное месторождение расположено далеко от дру-
гих давно разрабатываемых месторождений и существующих
коммуникаций.
Кроме капитальных затрат есть текущие экономические за-
траты, прямо пропорциональные числу работающих скважин и
годовому отбору жидкости (вместе нефти и попутной воды).
При фиксированных условиях разработки нефтяной залежи
уравнения добычи нефти, добычи жидкости, необходимого числа
работающих скважин и необходимого бурения скважин-дублеров
представляются довольно простыми элементарными математиче-
скими функциями от времени (показательными функциями).
Из этих уравнений и формул, цены 1 т нефти, удельных ка-
2 — 857 33
питальных и текущих экономических затрат образуется формула
текущей экономической эффективности в каком-то году.
Далее все годовые экономические эффективности надо при-
вести к первому году, когда были осуществлены капитальные
затраты.
Эта операция выполняется путем дисконтирования, т.е.
уменьшения, эффектов и затрат, полученных и произведенных в
более поздние годы. Делается это умножением на величину e~Xt,
которая меньше 1, которая тем меньше, чем больше t\ t - время
от начала разработки залежи, X - норматив дисконтирования,
обычно принимаемый X = 0,1.
При дисконтировании становятся малозначимыми эффекты и
затраты далеких годов. Поэтому интегрирование дисконтирован-
ных величин за продолжительное время разработки залежи и за
бесконечно большое время дает практически одинаковый резуль-
тат. Это обстоятельство радикальным образом упрощает формулу
экономической эффективности и поиск рационального варианта
разработки нефтяной залежи..
Почему Критерий рациональности получен для простых фик-
сированных условий разработки нефтяной залежи?
Потому что у нефтяной залежи или у ее отдельного типично-
го участка должно быть одно начало разработки и не может быть
много начал разработки - один год осуществления капитальных
затрат, к которому надо привести все последующие эффекты и
затраты и получить результирующую экономическую эффектив-
ность и затем искать рациональный вариант разработки нефтя-
ной залежи с максимальной величиной этой результирующей
экономической эффективности. Рациональность для отдельного
типичного элемента залежи одновременно является рациональ-
ностью для всей залежи в целом. Экономическая эффективность
может определяться для различных систем разработки и ком-
плексов мероприятий, и по максимальной ее величине будет
отыскиваться рациональная система и комплекс.
Фиксированные условия - вполне определенные единствен-
ные, а нефиксированных условий неопределенное огромное мно-
жество. Рациональными могут быть вполне определенные фик-
сированные условия и не могут быть случайные неопределенные
нефиксированные условия.
Итак, имеется формула экономической эффективности [5]
и есть Критерий рациональности - условие достижения мак-
симума этой экономической эффективности. Экономическая
эффективность зависит от многих основных геолого-физичес-
ких, гидродинамических, технологических и экономических па-
раметров.
34
Далее будем рассматривать ряд серьезных проблем теории и
практики разработки нефтяных залежей.
Первая из них - увеличение амплитудного (начального
максимального) дебита нефти на одну скважину проектной
сетки.
Итак, крупная нефтяная залежь или отдельная площадь
крупнейшей нефтяной залежи содержит балансовые геологиче-
ские запасы нефти Об = 50 млн т и имеет нефтяную площадь S =
= 100 км2 = 10000 га. Параметр снижения коэффициента сетки и,
соответственно, коэффициента нефтеотдачи равен а = 0,4 1/км2,
коэффициент вытеснения нефти водой, определяемый в лабора-
торных условиях на образцах породы нефтяных пластов при дос-
таточно большой прокачке вытесняющей воды равен Хв = 0,7.
Коэффициент различия физических свойств нефти и вытесняю-
щей воды в пластовых условиях равен Цо = 2. Неравномерность
вытеснения нефти водой в типичную добывающую скважину
равен V2 = 0,667. Цена 1 т нефти для недропользователя, т.е.
после вычета налогов и затрат на реализацию, равна Ск =
= 100 дол/т. Капитальные затраты на 1 скважину равны Зк =
= 1,5 млн дол. Текущие экономические затраты: на обслужива-
ние в течение года 1 скважины 3* = 0,060 млн дол/скв. и на 1 т
отобранной жидкости 3” = 6 дол/т = 6 млн дол/млн т. Приня-
тый норматив дисконтирования равен X = 0,1. Долговечность
скважины - среднее время ее существования до аварийного вы-
бытия Тс = 50 год. Предельная весовая доля агента (предельная
обводненность) в дебите жидкости добывающей скважины при-
нята равной А2 = 0,95.
Искомая рациональная величина п0 - числа скважин проект-
ной сетки.
Изменяемая величина ql0 - амплитудный дебит нефти на
скважину проектной сетки:
при фактической продуктивности скважин и обычной тех-
нологии их эксплуатации, т.е. при разности забойных давлений
нагнетательных и добывающих скважин (Рсн - Рс) = (350-2001 =
= 150 ат амплитудный дебит на проектную скважину равен =
= 0,003 млн т/год;
при повышении разности забойных давлений нагнетатель-
ных и добывающих скважин до (Рси - Рс) = (400-100) = 300 ат
(т.е. при удвоении репрессии плюс депрессии) амплитудный де-
бит на проектную скважину возрастает в 2 раза и достигает q'o =
= 0,006 млн т/год;
при повышении качества бурения скважин фактические ко-
эффициенты продуктивности скважин возрастают в 2,5 раза до
уровня природных коэффициентов продуктивности, при этом
2* 35
амплитудный дебит тоже возрастает в 2,5 раза и становится рав-
ным q'Q = 0,015 млн т/год;
при применении гидроразрывов амплитудный дебит на про-
ектную скважину дополнительно увеличивается в 2 раза и стано-
вится равным q'Q = 0,030 млн т/год;
при применении вместо вертикальных скважин и гидрораз-
рывов горизонтальных скважин амплитудный дебит на проект-
ную скважину становится равным gj = 0,060 млн т/год.
Сначала рассмотрим разные нефтяные залежи без дополни-
тельных мероприятий по интенсификации добычи нефти, но
сильно различающиеся по коэффициенту продуктивности и, со-
ответственно, по амплитудному дебиту.
В табл. 1.1 по пяти разным нефтяным залежам в виде вариан-
тов 1, 2, 3, 4 и 5 представлены рациональные варианты разработ-
ки. В этих вариантах при заданных основных параметрах и за-
данной предельной обводненности добывающих скважин А2 =
= 0,95 показаны максимальная величина Э - экономической эф-
фективности и по - рациональное число скважин проектной сет-
ки. Сам поиск рациональных вариантов с рациональным числом
скважин п0 по максимуму экономической эффективности Э по-
казан в табл. 1.2.
Как видно, при низком амплитудном дебите нефти на сква-
жину проектной сетки, равном q^ =0,003 млн т/год (это вари-
ант 1), экономическая эффективность почти нулевая, и такой
вариант разработки залежи вряд ли будет осуществлен.
При вдвое более высоком амплитудном дебите нефти
=0,006 млн т/год в 40 раз более высокая экономическая эф-
фективность; и этот вариант 2 несомненно будет осуществлен.
При следующем увеличении амплитудного дебита в 2,5 раза
до q0 =0,015 млн т/год (это вариант 3) экономическая эффек-
тивность увеличивается в 2,83 раза, число скважин проектной
сетки несколько увеличивается (с по = 250 до по = 285), соответ-
ственно, увеличивается нефтеотдача (извлекаемые запасы нефти
возрастают от Qo = 24,87 млн т до Qo = 25,37 млн т).
При следующем увеличении амплитудного дебита нефти в
2 раза до ql0 =0,030 млн т/год (это вариант 4) экономическая
эффективность увеличивается в 1,396=1,4 раза, но общее число
скважин проектной сетки несколько уменьшается с по = 285 до
nQ = 270, соответственно, несколько уменьшается нефтеотдача
(извлекаемые запасы нефти уменьшаются с Qo = 25,37 млн т до
Qo = 25,17 млн т).
При следующем увеличении амплитудного дебита нефти в
36
Таблица 1.1
Рациональные варианты разработки нефтяных залежей
Но- мер п/п Параметры 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 И 12 13
1 Q., млн т 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50
2 5, км2 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100
3 а, 1/км2 0,4 0.4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4
4 К. 0,7 0,7 0,7 0,7 о;7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7
5 Мо 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2
6 V2 0,667 0,667 0,667 0,667 0,667 0,667 0,667 0,667 0,667 0,667 0,667 0,667 0,667
7 Сп дол/т 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100
8 3,, млн дол. 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5 2 2 2 2
9 3^, млн дол. 0,060 0,060 0,060 0,060 0,060 0,060 0,060 0,060 0,060 0,060 0,060 0.060 0,060
год
10 3**. дол/т 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6
11 X, 1/год 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0.1 0,1 0,1 0,1 0,1
12 Тс, год 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50
13 <7о. млн т/год 0,003 0,006 0,015 0,030 0,060 0,006 0,015 0,0300 0,060 0,030 0,060 0,030 0,060
14 Лг 0,95 0,95 0,95 0,95 0,95 0,969 0,95 0,938 0,928 0,95 0,95 0.942 0,93
15 «о 65 250 285 270 250 250 285 270 250 220 210 220 210
16 Э, млн дол. 7 271 766 1069 1278 272 766 1071 1286 932 1153 933 1158
17 П<„ 825 412 165 82 41 482 165 76 36 82 41 78 36
18 Qo, млн т 15,77 24,87 25,37 25,17 24,87 25,55 25,37 24,75 24,12 24,34 24.13 24,07 23,46
19 Оно, млн т 51,10 80,58 82,18 81,54 80,58 97,61 82,12 74,02 68,09 78,84 78,15 73,80 66,96
So Таблица 12
Расчет вариантов разработки нефтяных залежей
По э По> Оо 0/-Ю ло э По, Оо «о Э По. Оа Qf.’o
Вариант 1, q'o = 0,003, млн т/год Вариант 2, qg - 0,006, млн т/год Вариант 3, =0,015, млн т/год
100 50 75 4,37 6,44 6,81 825 825 825 19,57 13,12 17,12 63,38 42,49 55,47 100 200 400 188,23 263,76 215,04 412 412 412 19,57 23,90 26,41 63,38 77,042 85,57 100 200 400 537,43 731,37 721,74 165 165 165 19,57 23,90 26,41 63,38 77,42 85,56
300 263,84 412 25,55 82,76 300 765,38 165 25,55 82,76
G0 6,95 825 14.99 48,54 350 750,44 165 26,04 84,35
70 6,98 825 16,48 53,40 225 275 269.56 269,20 412 412 24,44 25,24 79,16 81,76 250 275 761,53 766,20 165 165 24,87 25,24 80,58 81,76
240 271,03 412 24,71 80,04
260 600 270,84 28,34 412 412 25,03 27,31 81,08 88,46 600 525,28 165 27,31 88,46
Вариант 4, q't - 0,003, млн т/год Вариант 5, Уо = 0,060, млн т/год
100 200 400 350 851 1044 1005 1041 82 82 82 82 19,57 23,90 26,41 26,04 63,38 77,42 85,56 84,35 100 200 400 300 1049 1264 1194 1265 41 41 41 41 19,57 23,90 26,41 25,55 63,38 77,42 85,56 82,76
300 1064 82 25,55 82,76
325 275 250 260 1054 1068 1068 1069 82 82 82 82 25,81 25,24 24,87 25,03 83,61 81,76 80,58 81,08 270 260 240 600 1275 1277 1278 972 41 41 41 41 25,17 25,03 24,71 27,31 81,54 81,08 80,04 88,46
| 600 791 82 27,31 88,46
Продолжение табл 1.2
Лг Э Qo Qra
Вариант 6, =0.006, млн т/год
0,95 271,25 412 24,87 80,.58
0,96 271,98 445 25,23 88,45
0,97 272,21 487 25,59 98,80
0,98 271,60 546 25,95 113,67
0,965 272,18 464 25,40 93,23
0,975 272,04 513 25,77 105,45
0,968 272,22 477 25,51 96,46
0,972 272,17 497 25,66 101,30
0,967 272,21 473 25,48 95,35
Вариант 8, = 0,030 млн т/год
0,95 1069,29 82 25,17 81,54
0,96 1064,07 89 25,53 89,50
0,94 1071,16 77 25,82 75,15
0,93 1070,59 73 24,48 69,86
0,935 1071,16 75 24,65 72,39
0,945 1070,59 80 24,99 78,19
0,939 1071,20 77 24,79 74,58
0,937 1071,21 76 24,72 73,47
Лг Э Пп, Qo 0/л>
Вариант 7 , ^0 =0,015, млн т/год
0,96 765.7.Г” 178 25,73 90.20
0,94 765,59 155 25.01 75,74
0,945 766,20 160 25.19 78,80
0,955 766,35 171 25,55 85.95
Вариант 9 , до =0,060, млн т/год
0,95 1277,71 41 24.87 80,58
0,96 1265,97 44 25,23 88,45
0,94 1283,84 39 24.53 77,27
0,93 1285,13 36 24.19 69,03
0,92 1285,13 35 23,85 64,58
0,925 1285,88 35 24,02 66,72
0,929 1286,01 36 24,15 68,56
0,927 1286,00 36 24,09 67,63
©
Продолжение табл. 1.2
По Э Hof Оо <2лл>
Вариант 10, = 0,030, млн т/год. Аг = 0,95
100 763,04 82 19,57 63,38
200 929,40 82 23,90 77,42
400 781,13 82 26,41 85,56
300 894,43 82 25,55 82,76
250 926,16 82 24,87 80,58
225 932,20 82 24,43 79,16
215 932,26 82 24,23 78,51
210 931,72 82 24,13 78,16
Вариант 12, q'o = 0,030, млн т/год, п„ = 220
At Э пй. Оо Ота
0,95 932,41 82 24,34 78,84
0,96 929,16 89 24,68 86,54
0,94 932,98 77 24,00 72,67
0,93 931,60 73 23,67 67,54
0,935 932,50 75 23,83 69,99
0,945 932,98 80 24,17 75,60
0,942 933,05 78 24,07 73,80
По Э По. Qo Огм
Вариант 11, q'o = 0,015, млн т/год, Аг = 0,95
100 992,59 41 19,57 63,38
200 1152,51 41 23,90 77,42
400 976,90 41 26,41 85,56
300 1100,12 41 25,55 82,76
250 ‘ 1140,72 41 24,87 80,58
225 1150,39 41 24,44 79,16
.^1
215 1152,40 41 24,23 78,51
Вариант 13, q\ = 0,060, млн т/год, по = 210
Аг Э По, Оо 0/20
0,95 1152,85 41 24,13 78,16
0,96 1143,25 44 24,47 85,79
0,94 1157,57 39 23,79 72,04
-
0,92 1157,42 35 23,14 62,64
0,935 1158,55 38 23,63 69,39
0,925 1158,39 35 23,30 64,72
0,932 1158,78 37 23,53 67,91
0,928 1158,71 36 23,40 66,04
2 раза до q\ = 0,060 млн т/год (это вариант 5) экономическая
эффективность увеличивается в 1,196 = 1,2 раза, но общее число
скважин проектной сетки уменьшается с по = 270 до п0 = 250,
соответственно, уменьшается нефтеотдача (извлекаемые запасы
нефти уменьшаются от Qo = 25,17 млн т до Qo = 24,87 млн т).
Таким образом, дважды (вариант 4 по сравнению с вариантом
3 и вариант 5 по сравнению с вариантом 4) отмечено явление,
когда при значительном увеличении амплитудного дебита нефти
на скважину проектной сетки происходит существенное или
большое увеличение экономической эффективности, при некото-
ром уменьшении числа скважин проектной сетки и некотором
уменьшении нефтеотдачи пластов (от 0,507 до 0,503 и от 0,503 до
0,497).
Следующие варианты 6, 7, 8 и 9 составляют пары с варианта-
ми 2, 3, 4 и 5. В парах вариантов (2, и 6, 3 и 7, 4 и 8, 5 и 9) поч-
ти все параметры одинаковые, кроме предельной обводненности
А2. Так, в первой паре вариантов 2 и 6 одинаковый амплитудный
дебит нефти на проектную скважину =0,006 млн т/год; в
варианте 2 была задана предельная обводненность Л2 = 0,95 и
определено рациональное число скважин проектной сетки по =
= 250, а в варианте 6 было задано число скважин проектной сет-
ки п0 = 250 и определена рациональная предельная обводнен-
ность Л2 = 0,969. После чего был сделан проверочный расчет: за-
дана величина Л2 = 0,969 и получено рациональное число сква-
жин по = 250. Таким образом подтвердились рациональные вели-
чины А2 = 0,969 и по = 250. В паре вариантов 3 и 7 одинаковый ам-
плитудный дебит на проектную скважину q'o =0,015 млн т/год;
в варианте 3 была задана предельная обводненность А2 = 0,95 и
определено рациональное число скважин проектной сетки п0 =
= 285, а в варианте 7 было задано число скважин проектной сет-
ки п0 = 285, и определена рациональная предельная обводнен-
ность А2 = 0,95. В паре вариантов 4 и 8 одинаковый амплитуд-
ный дебит на проектную скважину q\ = 0,030 млн т/год; в вари-
анте 4 была задана предельная обводненность А2 = 0,95 и опреде-
лено рациональное число скважин проектной сетки по = 270, а в
варианте 8 было задано число скважин проектной сетки п0 = 270
и определена рациональная предельная обводненность А2 = 0,938.
В последней паре вариантов 5 и 9 одинаковый амплитудный де-
бит на проектную скважину q„ =0,060 млн т/год; в варианте 5
была задана предельная обводненность А2 = 0,95 и определено
рациональное число скважин проектной сетки п0 = 250, а в вари-
анте 9 было задано число скважин проектной сетки п0 = 250 и
определена рациональная предельная обводненность А2 = 0,928.
И опять был сделан проверочный расчет: задана величина А2 =
41
= 0,928 и получено рациональное число скважин по = 250. Таким
образом подтвердились рациональные величины А2 = 0,928 и по =
= 250.
Повторим, что рациональные варианты 2, 3, 4 и 5 были най-
дены для разных нефтяных залежей с разными коэффициентами
продуктивности скважин и, соответственно, с разными ампли-
тудными дебитами проектных скважин и поэтому переход от од-
ного варианта к другому и последовательное увеличение ампли-
тудного дебита проектной скважины в 2-2,5 раза не требует уве-
личения каких-либо экономических затрат капитальных или те-
кущих.
Но следующий рациональный вариант 10 был найден для той
нефтяной залежи, для которой был найден рациональный вари-
ант 3, а вариант И был найден для той залежи, для которой был
найден вариант 4. Варианты 10 и И отличаются от вариантов 3
и 4 тем, что во всех скважинах проводятся гидроразрывы нефтя-
ных пластов, и за счет гидроразрывов в 2 раза увеличиваются
коэффициенты продуктивности и амплитудные дебиты. Но пере-
ход от варианта 3 к варианту 10 и от варианта 4 к варианту И
требует значительного увеличения капитальных затрат на сква-
жину с 3*к =1,5 млн дол. до 3‘=1,5-у| = 2 млн дол. Во-
первых, сами гидроразрывы требуют значительных затрат и уве-
личивают капитальные затраты на скважину в 1,2 раза. Во-
вторых, при осуществлении гидроразрывов во всех скважинах
10 % скважин могут выйти из строя и вместо них надо будет
пробурить скважины-дублеры, поэтому общее число скважин
увеличено делением на 0,90. Конечно, при этом увеличивается
экономическая эффективность разработки нефтяных залежей: по
932
варианту 10 по сравнению с вариантом 3 в -— = 1,2167 = 1,2
76о
раза, а по варианту 11 по сравнению с вариантом 4 в
1153
1069 = 1,0786 = 1,08 раза. При этом число скважин проектной
сетки уменьшается: по варианту 10 по сравнению с вариантом 3
с 285 до 220, а по варианту И по сравнению с вариантом 4 с 270
до 210. Соответственно, уменьшаются извлекаемые запасы нефти:
по варианту 10 по сравнению с вариантом 3 с 25,37 млн т и до
24,34 млн т, а по варианту 11 по сравнению с вариантом 4 с
25,17 млн т до 24,11 млн т. Вариант 12 вместе с вариантом 10
образует пару. По варианту 10 была задана предельная обвод-
ненность А2 = 0,95 и найдено рациональное число скважин про-
ектной сетки по = 220, а по варианту 12 было задано число сква-
42
жин проектной сетки по - 220 и найдена рациональная предель-
ная обводненность А2 = 0,95. При этом была несколько увеличе-
на экономическая эффективность, но извлекаемые запасы
уменьшены с 24,34 млн т до 24,0 млн т. Вариант 13 вместе с ва-
риантом И образуют пару. По варианту И была задана предель-
ная обводненность Лг = 0,95 и найдено рациональное число
скважин проектной сетки п0= 210, а по варианту 13 было задано
число скважин проектной сетки п0 = 210 и найдена рациональная
предельная обводненность А2 = 0,95. При этом была несколько
увеличена экономическая эффективность, но уменьшены извле-
каемые запасы с 24,13 млн т до 23,46 млн т.
После изложенного надо отметить, что среди специалистов-
нефтяников есть те, кто борется за повышение нефтеотдачи пла-
стов любой ценой, несмотря на экономические потери у недро-
пользователя, государства и работающих нефтяников. Такие спе-
циалисты требуют значительного сгущения сетки скважин ради
повышения нефтеотдачи; при этом ссылаются на прошлый опыт
применения густых сеток, приводят примеры разработки благо-
получных месторождений, не замечая много других неблагопо-
лучных месторождений тоже с густыми сетками скважин.
Существует несвязанное с экономикой представление о жела-
тельной и приемлемой густой сетке размещения скважин. В ус-
ловиях нефтяных месторождений Западной Сибири такой может
быть сетка с площадью на скважину 16 га = 0,16 км2. По рас-
смотренным здесь нефтяным залежам примерно такая плотность
проектной сетки скважин при числе скважин по= 600. При поис-
ке рациональных вариантов 2, 3, 4 и 5 такие варианты z с числом
скважин п0 = 600 были рассчитаны; Сравнение этих вариантов z с
рациональными вариантами 2, 3, 4 и 5 показывает, что, несмотря
на существенное увеличение извлекаемых запасов
Вариант Вариант Разность, млн т
2 2 27,31-24,87 = 2,44
3 27,31-25,37 = 1,94
4 27,31-25,17 = 2,14
5 27,31-24,87 = 2,44
происходит значительное снижение экономической эффектив-
ности
Вариант Вариант Разность, млн дол.
2 2 271-28 = 243
3 766-525 = 241
4 1069-791 = 278
5 1278-972 = 306
43
Нетрудно заметить, что затраты на 1 т увеличения извлекае-
мых запасов нефти больше цены 1 т нефти Ск = 100 дол/т
(|^ = 99,59 = 100 дол/т, = 124,23 = 124 дол/т, =
\ 2,44 1,У4 2,14
= 129,91^130 дол/т, = 125,41 = 125 дол/т), т.е, дополни-
2,44 )
тельная добыча нефти для недропользователя оказывается убы-
точной.
Таким образом здесь был представлен поиск рациональных
вариантов разработки по залежам с разной продуктивностью
нефтяных пластов и разными амплитудными дебитами нефти
проектных скважин, а также по залежам при проведении меро-
приятий по повышению продуктивности пластов и дебитов неф-
ти скважин.
2
ГАЗ И ВОДА ДЛЯ РАЗРАБОТКИ
НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
2.1. ПРОБЛЕМЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО
МЕСТОРОЖДЕНИЯ. КАРБОНАТНЫЕ КОЛЛЕКТОРЫ
На рассматриваемом месторождении: высокий газовый фак-
тор 250 м3/м ; высокое давление насыщения нефти газом
245 ат; низкое минимальное забойное давление фонтанирова-
ния нефтью, менее 70 ат и значительное снижение коэффици-
ента продуктивности по нефти (в 5, 10 и более раз) при сниже-
нии забойного давления добывающих скважин ниже давления
насыщения, с угрозой значительной потери утвержденных из-
влекаемых запасов нефти.
Особый класс нефтяных месторождений составляют месторо-
ждения с высоким давлением насыщения нефти газом, с высо-
ким газовым фактором - около 200 м3/т и значительно больше
200 м3/т; с низким минимальным забойным давлением фонтани-
рования безводной нефтью (при отсутствии штуцирования добы-
вающих скважин). Трудности разработки таких месторождений
усугубляются, если давление насыщения близко к начальному
пластовому и кажется невозможной их разработка без снижения
забойного давления добывающих скважин ниже давления насы-
щения. Часто нефть имеет заметное и даже значительное содер-
жание асфальтенов, смол и парафинов.
При снижении забойного давления ниже давления насыщения
происходит выделение из нефти газа, который мешает фильтра-
ции нефти, также выпадение из нефти тяжелых частиц асфаль-
тенов, смол и парафинов, которые накапливаются в призабойных
зонах пластов и еще больше мешают фильтрации нефти; так ма-
ловязкая нефть приобретает черты высоковязкой.
При снижении забойного давления ниже давления насыщения
происходит снижение коэффициента продуктивности по нефти,
но при этом, если уже началось обводнение, без снижения коэф-
фициента продуктивности по воде.
Резкое снижение коэффициента продуктивности по нефти без
снижения коэффициента продуктивности по воде приводит к
45
резкому увеличению обводненности без увеличения нефтеотдачи
пластов.
К природным трудностям может быть добавлен человеческий
фактор - непонимание нефтяниками, работающими на месторо-
ждении, необходимости регулярных гидродинамических исследо-
ваний скважин и их неумение устанавливать и поддерживать
рациональные забойные давления у добывающих скважин, ра-
ционально эксплуатировать скважины и в целом все месторож-
дение.
Работающие на месторождении нефтяники могут не иметь
опыта рационального штуцирования скважин, стремиться к воз-
можным кратковременным очень высоким дебитам нефти, не
проводить необходимого большого числа гидродинамических ис-
следований скважин и поэтому не учиться на первых отдельных
своих собственных ошибках, доходить до многих ошибок и, на-
конец, до катастрофических ошибок.
Примером такого поведения является Талинское нефтяное
месторождение в Западной Сибири, где в итоге вместо возмож-
ной нефтеотдачи 45 % получили 9-11 %; и теперь необходимо
понять дефектность примененной технологии, отказаться от нее
и осуществить возрождение месторождения.
Фактически достигнутая на Талинском месторождении ко-
нечная нефтеотдача пластов примерно соответствует безводной
нефтеотдаче. Так бывает на залежах высоковязкой нефти, где
конечная нефтеотдача мало отличается от безводной нефтеотда-
чи; по добывающим скважинам суммарный накопленный отбор
нефти мало отличается от накопленного отбора за начальный
безводный или маловодный период.
При сохранении применяемой технологии с низким забойным
давлением у добывающих скважин проведение по этим скважи-
нам различных мероприятий по увеличению продуктивности (та-
ких, как солянокислотные обработки, глубокая перфорация и
гидравлический разрыв пластов) малоэффективно и даже не эф-
фективно, поскольку происходящее затем выпадение асфальте-
нов, смол и парафинов засоряет нефтяные пласты на более зна-
чительную глубину.
Сходное катастрофическое снижение продуктивности и неф-
теотдачи пластов когда-то в самом начале разработки произошло
на месторождении Жетыбай; и значительное, хотя не катастро-
фическое падение продуктивности и нефтеотдачи пластов про-
изошло на месторождении Узень; оба месторождения в Казах-
стане.
Сходное значительное, но не катастрофическое падение про-
дуктивности произошло на Котовском месторождении в Волго-
46
градской области. Это снижение продуктивности пластов оста-
лось незамеченным, потому что пласты изначально обладали
уникально высокой продуктивностью, в 20-50 раз выше, чем на
Талинском, Жетыбайском и Узеньском месторождениях, а также
потому что изначально была фонтанная эксплуатация, применя-
ли штуцирование, и дебит нефти сильно ограничивали, пока не
началось обводнение добывающих скважин. Официально утвер-
жденные по Котовскому месторождению извлекаемые запасы
нефти были заниженными, их уже дважды переутверждали и
увеличили. Но если правильно понять уже осуществленную тех-
нологию со значительным снижением продуктивности скважин
по нефти (в 10 с лишним раз), то, восстановив продуктивность
необводненных нефтяных слоев, можно еще раз, но уже значи-
тельно, увеличить извлекаемые запасы нефти.
После такого вступления про опыт разработки в чем-то сход-
ных нефтяных месторождений перейдем к конкретному рассмат-
риваемому месторождению и его проблемам. Месторождение 4-й
год находится в промышленной разработке. Годовая добыча неф-
ти составила: в 2002 г. 120 тыс. т, в 2003 г. 418 тыс. т, в 2004 г.
978 тыс. т и в 2005 г. ожидаемая добыча нефти 1268 тыс. т. Фонд
добывающих скважин составлял: в 2002 г. 6 скважин, в 2003 г.
12 скважин, в 2004 г. 31 скважину, в 2005 г. составит 41 скважи-
ну. Фонд нагнетательных скважин в 2004 г. составлял 2 скважи-
ны, в 2005 г. составит 9 скважин. Но закачка воды начата только
в 2005 г. и будет равна 498 тыс. м3.
Накопленная добыча нефти к концу 2005 г. составит
2788 тыс. т; при условии поддержания пластового давления на
начальном уровне к концу 2005 г. накопленная закачка воды
должна была быть 2788x1,5 = 4182 тыс. м3; но фактическая нако-
пленная закачка воды будет 550 тыс. м3, что в 7,6 раз меньше.
За прошедшие 3 года разработки месторождения без закачки
воды произошло снижение пластового давления: в 2002 г. до
340 ат, т.е. на 5 ат; в 2003 г. до 303 ат, т.е. на 42 ат; в 2004 г. до
287 ат, т.е. на 58 ат. Значит, на 1 ат снижения пластового давле-
ния накопленный отбор нефти составил = 26,2 тыс. т; зна-
чит, к моменту снижения пластового давления от первоначаль-
ной величины 345 ат до давления насыщения 245 ат накоплен-
ный отбор составит 2620 тыс. т; такому накопленному отбору
нефти при условии поддержания пластового давления соответст-
вует накопленная закачка воды 26204,5 = 3930 тыс. м3. С учетом
фактической накопленной закачки воды 550 тыс. м3 к концу
2005 г. дефицит закачки воды составит 4182-550 = 3632 тыс. м3,
т.е. будет меньше 3930 тыс. м3 на 298 тыс. м3, и пластовое давле-
47
ние по сравнению с первоначальным 345 ат снизится на 92 ат и
станет 253 ат. Таким образом в конце 2005 г. - в начале 2006 г.
пластовое давление снизится до крайне опасного уровня давле-
ния насыщения 245 ат.
За прошедшие почти 4 года разработки рассматриваемого ме-
сторождения из-за отсутствия и недостаточности закачки воды в
нефтяные пласты происходило снижение пластового давления,
снижение забойного давления добывающих скважин ниже давле-
ния насыщения и, соответственно, снижение у этих скважин ко-
эффициента продуктивности по нефти.
В табл. 2.1 приведены фактические данные по нескольким
наиболее полно гидродинамически исследованным скважинам и,
пользуясь следующей формулой, связывающей значения коэф-
фициента продуктивности (тц, т|2) со значениями забойного дав-
ления (РС1, Рс2),
-а-СДи-Дг)
П2 =П1 е >
определим фактические значения а - показателя снижения про-
дуктивности по нефти добывающей скважины при снижении
ее забойного давления Рс1 -> Рс2 и ее коэффициента продуктив-
ности Ц1 -> Г|2
1 1пК
П2
а = 7—Б-
Гс1 гс2
Анализ результатов гидродинамических исследований добы-
вающих скважин 51, 52, 54, 55 и 58, приведенных в табл. 2.1, по-
казывает:
за первые 3 года (2002, 2003 и 2004) произошло снижение
пластового давления с 345-348 ат до 266-275 ат; произошло
снижение забойного давления с 308-311 ат до 81-87 ат; соответ-
ственно, произошло снижение коэффициента продуктивности по
нефти с 60,5 м3/(сут-ат) до 2,82 м3/(сут-ат), т.е. в 21,5 раза, с
2,22 м3/(сут-ат) до 0,35 м3/(сут ат), т.е. в 6,3 раза; при примене-
нии соляно-кислотной обработки (СКО) произошло увеличение
коэффициента продуктивности по нефти с 3,23 м3/(сут ат) до
7,49 м3/(сут-ат) в 2,32 раза, с 3,25 м3/(сутат) до 5,37 му(сут-ат)
в 1,65 раза, с 0,119 м3/(сут ат) до 0,880 м3/(сут-ат) в 7,39 раза;
а - показатель снижения продуктивности скважин по неф-
ти в интервале значений забойного давления от начального
пластового 345 ат до давления насыщения 245 ат оказался
равным
ос = А. (0,0046+ 0,0055) = 0,0050 1/ат,
48
Таблица 2.1
Результаты гидродинамических исследований скважин
Номер сква- жины Время про- ведения, год Продол- житель- ность, сут Плас- товое дав- ление Рм, ат Забойное давление Ре. ат Коэффициент продуктивности и, мг/(сут ат) Показатель сни- жения коэффици- ента продук тивности а, 1/ат Эффективность меро- приятия в виде увеличе- ния коэффициента продуктивности по нефти
51 2002 7 345 308 292 277 292 3,62 4,47 4,01 4,03 2,32
2002 8 322 238 244 249 244 3,51 3,51 2,88 3,23 * 0,0046
После СКО
2003 30 312 281 271 261 254 267 8,83 7,76 6,94 6,41 7,49 ” 0,0119
После СКО ► 0,0160
2004 15 287 244 231 225 233 4,65 4,22 4,17 4,35
g Продолжение табл. 2.1
Номер сква- жины Время про- ведения, год Продол- житель- ность, сут Плас- товое дав- ление Р„, ат Забойное давление Ре, ат Коэффициент продуктивности Т), MV(cjrr aT) Показатель сни- жения коэффици- ента продук- тивности а, 1/ат Эффективность меро- приятия в виде увеличе- ния коэффициента про- дуктивности по нефти
52 2002 25 344 311 306 288 275 295 3,22 3,22 3,76 3,73 3,48 * 0,0055
2002 9 343 264 249 240 251 2,74 2,80 2,65 2,73
После СКО
2003 12 330 256 245 232 244 3,25 3,27 3,24 3,25
п 1,65
После С <О
2003 5 322 264 235 224 241 5,51 4,12 3,72 4,45 - 0.0098
После С <О
2003 5 290 251 248 238 246 5,27 5,24 5,60 5,37
54 2002 5 348 148 165 205 173 0,124 0,109 0,124 0,119
► 7,39
После С СО
2003 8 275 222 196 162 193 0,97 0,88 0,79
После дострела
2003 3 266 228 210 183 207 3,90 2,18 1.74 2,61 - 0,0179 ► 0,0281
55 2003 18 309 306 305 302 . 300 303 57,9 60,5 45,3 43,3
2003 5 295 184 197 231 204 2,82 3,02 3,78
58 2003 9 326 224 209 202 200 209 1,96 2,03 2,05 2,22
2004 5 309 81 87 97 8В 0,35 0,51 0,70 - 0,0433 >—3 J °
а в интервале значений забойного давления ниже давления на-
сыщения 245 ат оказался равным
а = - • (0,0160 + 0,0281 + 0,0114) = 0,0185 1/ат.
3
Обратите внимание, что учтены изменения между разными по
времени гидродинамическими исследованиями скважин и не уч-
тены изменения в пределах одного и того же гидродинамическо-
го исследования, потому что время установления нового значе-
ния коэффициента продуктивности по нефти может существенно
отличаться и быть больше времени восстановления забойного
давления до текущего пластового.
Установленные средние значения показателя снижения коэф-
фициента продуктивности скважины по нефти
а' = 0,0050 1/ат и а" = 0,018 1/ат
позволяют восстановить г|0 - первоначальное значение коэффи-
циента продуктивности скважины по нефти:
• при РС1 > Рнас = 245 ат
По = П1
(Рпл О ?с1).
• при РС1 < Рнас = 245 ат
„ __ „ ~[а (Л1л0~^нас)+а (^нас _^с1)]
Чо — 41 ' е
Приведем результаты подсчета (табл. 2.2).
Среднее текущее значение коэффициента продуктивности по
Таблица 2.2
Восстановление начального коэффициента продуктивности
Параметры Номер скважины
51 52 54 55 58
Забойное давление Рсь ат Фактическое значение коэффициента продук- тивности по нефти г|1, м3/(сутат) Начальное забойное давление Рсо, ат Начальное значение коэффициента продук- тивности по нефти г|о, м3/(сут ат) 292 4,03 340 5,12 295 3,48 340 4,36 173 0,119 340 0,72 303 51,8 340 62,33 209 2,07 340 6,48
52
нефти т|1ср = 12,30 м3/(сут-ат), среднее начальное значение коэф-
фициента продуктивности по нефти г|ОсР = 15,80 м3/(сут-ат). Та-
ким образом, нефтяные пласты рассматриваемого месторождения
обладают высокой продуктивностью.
В дальнейшем при снижении забойного давления добываю-
щих скважин до Рс2 = 120 ат значения т]2 - коэффициента про-
дуктивности по нефти изменяются (табл. 2.3).
Среднее новое значение коэффициента продуктивности по
нефти будет равно г|2ср = 0,973 м3/(сут-ат). Снижение коэффици-
ента продуктивности по нефти по сравнению с начальным в
= 16,2 раза и по сравнению с текущим в = 12,6 раза.
Л2ср Л2ср
При Цоср = 15,80 м3/(сут-ат) нефтяные пласты обладают высо-
кой продуктивностью, при ц1ср = 12,30 м3/(сут ат) обладают по-
вышенной продуктивностью и при ц2ср = 0,973 м3/(сут-ат) обла-
дают пониженной продуктивностью.
На основе проведенного краткого исследования разработки
рассматриваемого месторождения, результаты которого уже из-
ложены, получаются следующие, по нашему представлению,
очень важные рекомендации:
1. Надо постараться не допустить снижения пластового дав-
ления до давления насыщения, равного 245 ат, с последующим
образованием локальных газовых шапок из газа, выделившегося
из нефти.
Для этого надо будет резко усилить закачку воды, чтобы как
можно быстрее текущая закачка воды по объему в пластовых
условиях стала равна текущему отбору нефти и воды, чтобы пре-
кратилось дальнейшее падение пластового давления со всеми
последующими отрицательными результатами.
Для резкого усиления закачки воды надо срочно установить
Таблица 2.3
Изменение коэффициента продуктивности тц при снижении забойного давления
добывающих скважин до РС2 = 120 ат
Параметры Номер скважины
51 52 54 55 58
Забойное давление Рс\, ат Фактическое значение коэффициента про- дуктивности по нефти г|1, м3/(сут ат) Забойное давление РС2> ат Коэффициент продуктивности по нефти т|2, м3/(сутат) Снижение коэффициента продуктивности по нефти Ц1/т]2 292 4,03 120 0,315 12,78 295 3,48 120 0,268 12,97 173 0,119 120 0,045 2,67 303 51,8 120 3,84 13,50 209 2,07 120 0,399 5,19
53
насосы соответствующей производительности с давлением нагне-
тания 350 ат вместо нынешнего давления нагнетания 210 ат, что
примерно в 2 раза увеличит репрессию на нефтяные пласты.
Возможно, надо будет провести мероприятия по увеличению ко-
эффициента приемистости (коэффициента продуктивности) на-
гнетательных скважин, которые недавно были добывающие и у
которых были засорены призабойные зоны пластов асфальтена-
ми, смолами и парафинами, их начальное содержание в нефти от
6 % до 10 %, в среднем 8 %.
В дальнейшем надо еще больше увеличить закачку воды, что-
бы пластовое давление восстановить до первоначальной величи-
ны, равной 345 ат.
2. Уже в настоящее время, при фактическом сниженном пла-
стовом давлении, забойное давление добывающих скважин надо
удерживать на уровне не ниже 190 ат. А в дальнейшем при вос-
становлении пластового давления до первоначальной величины,
равной 345 ат, забойное давление добывающих скважин надо бу-
дет удерживать на уровне давления насыщения, равного 245 ат.
3. По всем скважинам совершенно необходимо регулярно
проводить гидродинамические исследования, чтобы контролиро-
вать сначала снижение, а затем при восстановлении пластового
давления и повышении забойного давления добывающих сква-
жин, повышение их коэффициентов продуктивности по нефти,
чтобы контролировать повышение коэффициентов приемистости
по воде.
4. В остановленных добывающих скважинах надо будет с по-
мощью глубинных расходомеров устанавливать межпластовые
перетоки, факт разделенности многопластового эксплуатационно-
го объекта непроницаемыми прослоями. Разделенность нефтяных
пластов значительно упрощает регулирование и оптимизацию
разработки нефтяного месторождения.
5. В крайнем ряду скважин, параллельном протяженной лито-
логической границе нефтяной залежи, при неизвестном расстоя-
нии до этой литологической границы, лучше иметь разноимен-
ные скважины, т.е. чередование добывающих и нагнетательных.
Это позволит полнее отобрать подвижные запасы нефти, нахо-
дящиеся в полосе перед литологической границей.
Из возникшей ситуации на разрабатываемом нефтяном ме-
сторождении может быть несколько выходов:
▼ оптимистический выход при выполнении сделанных здесь
рекомендаций:
• утвержденные извлекаемые запасы нефти в размере
54,1' млн т при коэффициенте нефтеотдачи 0,425 будут ото-
браны;
54
• после начального периода с отбором 10 млн т нефти годо-
вые отборы могут быть 2,9, 2,7, 2,5 млн т;
▼ пессимистический выход при невыполнении рекомендаций:
• извлекаемые запасы нефти и нефтеотдача пластов умень-
шаются в 3 раза и более, годовые отборы нефти уменьшают-
ся в 5 раз и более.
2.2. ПРОБЛЕМЫ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ
НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
2.2.1. САМОПРОИЗВОЛЬНОЕ СНИЖЕНИЕ ЗАБОЙНОГО ДАВЛЕНИЯ
ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН НИЖЕ ДАВЛЕНИЯ НАСЫЩЕНИЯ
И КАТАСТРОФИЧЕСКОЕ ПАДЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА
ПРОДУКТИВНОСТИ ПО НЕФТИ, КАТАСТРОФИЧЕСКИЙ РОСТ
ОБВОДНЕННОСТИ И СНИЖЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ
Когда-то давно, еще до 1960 г., на одном из всесоюзных сове-
щаний по разработке нефтяных месторождений было принято
решение, разрешающее снижение забойного давления добываю-
щих скважин ниже уровня давления насыщения нефти газом на
15—25 %; вернее, принято решение, отменяющее ранее существо-
вавший запрет.
Тогда разрешили и до сих пор не запретили, хотя проведен-
ные после того многочисленные гидродинамические исследова-
ния скважин ясно показали, что при снижении забойного давле-
ния ниже давления насыщения происходит заметное, значитель-
ное и даже катастрофическое снижение коэффициента продук-
тивности по нефти, и вместо ожидаемого увеличения дебита
нефти довольно часто наблюдается его уменьшение; и в любом
случае наблюдается явление эквивалентного увеличения вязко-
сти нефти; и по этой причине происходит заметное, значительное
и даже катастрофическое увеличение обводненности, что, соот-
ветственно, приводит к снижению нефтеотдачи. Так по извест-
ному Талинскому месторождению такое снижение нефтеотдачи
оказалось катастрофическим, в 4 раза и более. ,
Здесь надо отметить, что Талинское нефтяное месторождение
(его юрские нефтяные залежи Юю и Юц) является особенным.
Все существующие в мире нефтяные залежи можно разделить
на два типа. К первому типу относятся те, у которых минималь-
ное забойное давление фонтанирования добывающих скважин
чистой нефтью выше давления насыщения. Ко второму типу от-
носятся те, у которых минимальное забойное давление фонтани-
55
рования нефтью ниже давления насыщения; у залежей Ю10 и
Юц Талинского месторождения оно значительно ниже, на 130 ат.
По нефтяным залежам первого типа снижение забойного дав-
ления добывающих скважин ниже давления насыщения может
быть наперед предусмотренным запроектированным, а может
быть совершенно случайным из-за ошибочного завышения про-
изводительности глубинных насосов по причине отсутствия гид-
родинамических исследований по определению коэффициентов
продуктивности, а также при неизменной правильно заданной
производительности глубинных насосов при временном сокраще-
нии закачки воды и значительном снижении пластового давле-
ния; однако надо иметь в виду, что после восстановления закач-
ки воды и повышения пластового давления синхронного повы-
шения забойного давления не будет, потребуется останавливать
добывающие скважины, повышать забойное давление, ждать ес-
тественное восстановление и проводить мероприятия по искусст-
венному восстановлению коэффициентов продуктивности по
нефти.
По нефтяным залежам второго типа все гораздо сложнее и
труднее, особенно, если коэффициенты продуктивности по нефти
не слишком хорошие, средние в пределах 1~3 т/(сут ат), а не-
дропользователь торопится без проведения гидродинамических
исследований скважин повысить их дебит нефти, переходит от
фонтанной к глубиннонасосной эксплуатации скважин. При этом
перестают с помощью штуцера держать довольно высокое забой-
ное давление, равное и выше давления насыщения. Происходит
самопроизвольное снижение забойного давления ниже давления
насыщения, катастрофическое снижение коэффициента продук-
тивности по нефти и вместо ожидаемого повышения катастро-
фическое снижение дебита нефти. И ничто не может этому по-
мешать: ни повышение пластового давления, ни его понижение,
ни переход к циклическому заводнению, ни различные меро-
приятия по воздействию на призабойную зону пластов, включая
и гидравлический разрыв пластов, ни сгущение сетки скважин,
ни бурение горизонтальных скважин и других современных
скважин сложной конструкции.
Оказывается, при разработке залежей второго типа самое
главное и ничем незаменимое мероприятие - поддержание за-
бойного давления на уровне давления насыщения. И если вы-
полняется это мероприятие, эффективными становятся многие
другие мероприятия.
Таким образом, снова лучшим оказывается фонтанный способ
эксплуатации. Но этот способ требует очень высокой квалифика-
ции регулирования с помощью штуцеров режима работы скважин.
56
К сожалению, в настоящее время многие инженеры-
нефтяники (не только отечественные, но и иностранные) не вы-
деляют нефтяные залежи второго типа и не учитывают их важ-
нейшую особенность, что приводит к резкому ухудшению их
разработки, к катастрофическому падению добычи нефти и неф-
теотдачи пластов. Печальным примером этого является разработ-
ка юрских залежей Талинского нефтяного месторождения и мно-
гих других нефтяных месторождений.
2.2.2. ПРИМЕНЯЕМАЯ МЕТОДИКА ОЦЕНКИ ЭФФЕКТИВНОСТИ
ИННОВАЦИОННЫХ МЕРОПРИЯТИЙ, СТРОГО ГОВОРЯ,
ЯВЛЯЕТСЯ НЕПРИГОДНОЙ
Начнем с утверждения, которое можно было сделать давным-
давно, но почему-то никто не сделал, и мы до настоящего време-
ни со всей определенностью не сделали, хотя частично делали.
Мы это делаем только сейчас, потому что уже несколько раз бы-
ли вовлечены в нелегкие споры о действительной эффективности
конкретных инновационных мероприятий.
Официально принятая около 30 лет назад методика оценки
эффективности инновационных мероприятий включает в себя
большое число эмпирических математических формул характери-
стик вытеснения нефти водой, самым различным образом связы-
вающих дебиты нефти, жидкости и воды с накопленными отбо-
рами нефти, жидкости и воды; причем эти формулы взаимно не-
согласованны и противоречивы, показывают различные оценки
эффективности одних и тех же мероприятий. Именно поэтому
методика в действительности является непригодной.
Как большой недостаток, отметим, что эта методика не ис-
пользует значения забойных и пластовых давлений. Из-за этого
эффективные инновационные мероприятия могут представляться
неэффективными, а неэффективные, наоборот, эффективными.
По простому правилу: проводимое на скважине инновацион-
ное мероприятие должно увеличить ее дебит нефти. Однако
обычно для увеличения дебита нефти необходимо бывает увели-
чить производительность спущенного в скважину глубинного
насоса. С одной стороны, без увеличения производительности
глубинного насоса не будет увеличения дебита нефти, а с другой
стороны, увеличение производительности глубинного насоса в
каких-то случаях и без инновационного мероприятия может уве-
личить дебит нефти! Вообще-то дебит нефти зависит от произве-
дения коэффициента продуктивности скважины по нефти и де-
прессии, т.е. разности пластового и забойного давлений. Если
дебит нефти увеличился, то за счет чего: увеличения коэффици-
57
ента продуктивности по нефти или увеличения депрессии? Если
дебит нефти не увеличился, несмотря на проведенное инноваци-
онное мероприятие, то что произошло с коэффициентом продук-
тивности по нефти и с депрессией, конкретно, с забойным давле-
нием?
Был такой случай, когда при внутриконтурном заводнении по
участку совместно работающих добывающих и нагнетательных
скважин были проведены эффективные мероприятия по увели-
чению их коэффициентов продуктивности и приемистости, но не
был увеличен общий объем закачки воды и не увеличился их
общий дебит нефти; как будто проведенные мероприятия оказа-
лись неэффективными! В действительности одновременно с уве-
личением коэффициентов продуктивности и приемистости про-
изошло уменьшение депрессии и репрессии, т.е. увеличение
забойного давления в добывающих скважинах и уменьшение
в нагнетательных скважинах, соответственно, уменьшение раз-
ности забойных давлений нагнетательных и добывающих сква-
жин.
Таким образом получается, что для оценки эффективности
инновационных мероприятий, кроме данных о дебитах жидкости,
обводненности и дебитах нефти, еще необходимо иметь данные о
забойных и пластовых давлениях.
А возникший дефицит закачки воды может привести к резко-
му снижению пластовых и забойных давлений, к катастрофиче-
скому снижению коэффициентов продуктивности по нефти, к
катастрофическому росту обводненности и снижению нефтеотда-
чи пластов.
Для правильной оценки эффективности необходим постоян-
ный достоверный контроль за работой добывающих и нагнета-
тельных скважин, особенно, за обводненностью добывающих;
необходимо регулярное проведение гидродинамических исследо-
ваний скважин, прежде всего, определение коэффициентов прие-
мистости и продуктивности, причем, коэффициентов продуктив-
ности по нефти в безводный период, а после начала обводне-
ния - по нефти и воде. Какие это ценнейшие данные! Они по-
зволяют определять по добывающим скважинам:
1) показатель неравномерности вытеснения нефти водой;
2) коэффициент различия физических свойств нефти и вы-
тесняющей воды;
3) показатель снижения коэффициента продуктивности по
нефти в зависимости от снижения забойного давления ниже дав-
ления насыщения нефти газом, при этом каждое значение забой-
ного давления должно быть выдержано достаточно долго - две
недели и более, чтобы каждый раз успело установиться новое
58
значение коэффициента продуктивности по нефти, т.е. учесть
время запаздывания его установления.
Такие гидродинамические исследования, дающие достоверную
информацию, необходимы не только при определении эффектив-
ности инновационных мероприятий, но и постоянно при осуще-
ствлении нормальной эксплуатации, при установлении и под-
держании их рациональных режимов работы.
Оценка действительной эффективности инновационного ме-
роприятия - это не только частное дело двух сторон: одной -
создавшей и предложившей инновационное мероприятие, и дру-
гой - применившей его; но и общественное дело - получение
достоверной информации об эффективности мероприятия, со-
вершенно необходимой для общего научно-технического прогрес-
са в нефтедобывающей отрасли.
Итак, повторяем: официально принятая методика определения
эффективности инновационных мероприятий с использованием
множества элементарных математических формул характеристик
вытеснения нефти водой, не требующая знания забойных и пла-
стовых давлений, а также проведения гидродинамических иссле-
дований, является крайне неточной и поэтому практически не-
пригодной.
2.2.3. ИНТЕРЕСНОЕ ЯВЛЕНИЕ: ДОБЫЧА НЕФТИ
ИЗ ДАВНО ОСТАНОВЛЕННОЙ СКВАЖИНЫ
ПОСЛЕ ЕЁ МНОГОЛЕТНЕГО ПРОСТОЯ
Рассматриваемая добывающая скважина давно была выклю-
чена из работы по причине крайне низкого, почти нулевого, де-
бита нефти, т.е. по причине исчерпания извлекаемых запасов
нефти.
Но после многолетнего простоя эта скважина снова была
включена в работу, она стала фонтанировать нефтью и дала зна-
чительный дебит нефти. В чем дело, ведь запасы нефти были
исчерпаны? Откуда теперь появилась нефть, может быть она
пришла по каким-то трещинам с больших глубин, где из углеро-
да и водорода в присутствии катализаторов при высокой темпе-
ратуре в несколько сот градусов и очень высоком давлении (бо-
лее тысячи атмосфер), неорганическим путем образуется нефть?
Возможно, что все так. Хорошо бы найти эти трещины и пря-
мо из них брать нефть и даже интенсифицировать такой отбор
нефти.
Однако возможно другое довольно простое объяснение. Впол-
не возможно, что эту скважину, которая теперь зафонтанировала
нефтью, раньше, чтобы как-то увеличить низкий дебит нефти,
59
стали эксплуатировать глубинным насосом увеличенной произ-
водительности при очень низком забойном давлении, которое
значительно ниже давления насыщения нефти газом. Но при
этом произошло непредвиденное значительное снижение коэф-
фициента продуктивности по нефти. В результате, несмотря на
увеличение депрессии, дебит нефти не увеличился, а наоборот,
уменьшился; а дебит воды увеличился пропорционально увели-
чению депрессии; соответственно, произошел катастрофически
быстрый рост обводненности, что является явным признаком
резкого снижения нефтеотдачи пластов. Таким образом, раньше
из-за снижения дебита нефти и катастрофического роста обвод-
ненности пришлось скважину выключить из работы. Но сразу
после её остановки забойное давление стало возрастать сначала
до давления насыщения, а затем ещё выше до пластового давле-
ния. При этом происходило восстановление (увеличение) коэф-
фициента продуктивности по нефти.
Нефтяной пласт может быть многими непроницаемыми про-
слоями расчленен на множество проницаемых нефтяных слоев. В
силу обособленности и зональной неоднородности по продуктив-
ности проницаемых слоев у них разные локальные пластовые
давления. Если более высокое локальное пластовое давление
оказывается в еще непромытых нефтяных слоях, то через забой
добывающей скважины возникает межпластовый (межслойный)
переток нефти из непромытых нефтяных слоев в промытые во-
дяные слои. При этом вода в стволе скважины постепенно будет
замещена нефтью. В течение продолжительного периода времени
происходит восстановительный процесс. После периода прос-
тоя при открытии добывающей скважины она фонтанирует
нефтью.
Поскольку обычно бывает в непромытых нефтяных слоях по-
ниженная продуктивность по нефти и, соответственно, повышен-
ное локальное пластовое давление, то представленное здесь яв-
ление бывает довольно часто.
Таким образом, наблюдаемое явление после продолжительно-
го простоя скважины её фонтанирование нефтью, т.е. появление
новых извлекаемых запасов нефти там, где раньше они уже были
отобраны, может иметь довольно простое объяснение.
Зональная неоднородность по продуктивности и, соответст-
венно, зональная неоднородность значений локального пластово-
го давления - неотъемлемое природное свойство нефтяных
слоев.
В заключение необходимо сделать еще одно замечание: почти
всегда забойное давление добывающих скважин не следует сни-
жать ниже давления насыщения.
60
2.2.4. ПОДХОД К РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ
БАЖЕНОВСКОЙ СВИТЫ
Известны нефтяные залежи в отложениях баженовской свиты
в виде отдельных замкнутых линз с аномально высоким пласто-
вым давлением.
Аномально высокое пластовое давление является верным при-
знаком того, что нефтяная залежь замкнута и не имеет связи с
законтурной водоносной областью с её большим упругим запа-
сом жидкости.
Возможный порядок разбуривания и разработки такой нефтя-
ной залежи:
Сначала бурят вертикальную скважину предположительно в
центре залежи.
По этой вертикальной скважине отбирают нефть, определя-
ют коэффициент продуктивности по нефти, фиксируют накоп-
ленный отбор нефти и снижение пластового давления. По сум-
марному отбору жидкости и снижению пластового давления оп-
ределяют упругий запас жидкости, определяют геологические
запасы нефти и возможную площадь нефтяной залежи. По неф-
тяной площади определяют её вероятный средний радиус.
После этого из вертикальной скважины бурят второй гори-
зонтальный ствол. Проектная длина горизонтального ствола
должна быть больше вероятного среднего радиуса залежи. Гори-
зонтальный ствол бурят с постоянным контролем выбуриваемой
породы. Такой контроль в пределах продуктивного пласта был
при бурении вертикальной скважины. Горизонтальный ствол бу-
рят до пересечения с границей нефтяной залежи. Если граница
нефтяной залежи оказалась слишком близко, то придется бурить
второй горизонтальный ствол в противоположную сторону и
снова пересекать границу нефтяной залежи. Горизонтальный
ствол надо будет обсаживать эксплуатационной колонной с це-
ментированием заколонного пространства, а перфорировать надо
начинать с дальнего конца ствола.
Вертикальную скважину, как добывающую, надо будет экс-
плуатировать при забойном давлении на уровне давления насы-
щения нефти газом. При этом надо будет определять минималь-
ное забойное давление фонтанирования чистой нефтью, и если
оно ниже давления насыщения, то искусственно с помощью
штуцера повышать устьевое давление так, чтобы забойное давле-
ние было на уровне давления насыщения.
Две скважины - вертикальная и горизонтальная или два
горизонтальных ствола у одной вертикальной скважины необхо-
димы, чтобы осуществлять поддержание пластового давления
61
путем заводнения; две скважины или два ствола у одной сква-
жины должны быть максимально возможно удалены друг от дру-
га (один из стволов будет нагнетательным, а другой добываю-
щим), чтобы максимально уменьшить геометрическую неравно-
мерность вытеснения нефти водой и тем самым увеличить коэф-
фициент нефтеотдачи.
Переход с фонтанной эксплуатации на глубинно-насосную
эксплуатацию надо будет осуществлять тогда, когда из-за воз-
росшей обводненности отбираемой нефти забойное давление
фонтанирования станет выше давления насыщения, и для его
увеличения уже не надо будет применять штуцер.
Ради увеличения добычи нефти пластовое давление можно
сделать значительно выше гидростатического давления, напри-
мер, на 50-100 ат.
Существенно усложняется конструкция вертикальной сква-
жины с одним или двумя горизонтальными стволами или двух
горизонтальных скважин, направленных в целях разведки границ
нефтяной залежи в противоположные стороны.
Если только будут позволять размеры нефтяной залежи и
вблизи от нее будут газовые залежи с природным высоким дав-
лением газа, то можно будет осуществлять газовое заводнение,
что в 1,5-2 раза увеличит извлекаемые запасы нефти. Для осу-
ществления газового заводнения необходим газ газовой залежи и
одноступенчатые компрессоры повышенной прочности, способ-
ные увеличить давление газа в 3-5 раз.
Таким образом, для разработки замкнутых линзовидных неф-
тяных залежей в отложениях баженовской свиты предложен но-
вый вариант адаптивной системы разработки, обязательно со-
вмещающий промышленную добычу нефти с разведкой и дораз-
ведкой геологического строения, продуктивности и геологиче-
ских запасов нефти.
В процессе эксплуатации первой вертикальной скважины по
накопленному отбору нефти и снижению пластового давления
определяется упругий запас нефти, по упругому запасу нефти
определяются геологические запасы нефти, а по геологическим
запасам определяется нефтяная площадь. Геологические запасы
нефти и нефтяная площадь могут оказаться маленькими, а могут
оказаться относительно большими: если маленькие, то на 2-3
скважины, а если большие, то на 10-20 и более скважин; если
маленькие, то нужны горизонтальные скважины для разведки
границ и удаления места закачки от места отбора; если большие
и многослойные (расчлененные), то возрастает ценность верти-
кальных скважин.
Для того чтобы увеличить нефтеотдачу, надо учитывать и ис-
62
пользовать аномальность пластового давления, учитывать давле-
ние насыщения нефти газом и минимальное забойное давление
фонтанирования чистой нефтью.
Вот некоторые параметры одной нефтяной залежи в отложе-
ниях баженовской свиты: продуктивный пласт похож на трещи-
новатый сланец с пористостью 8 %, общая толщина 30-40 м,
эффективная толщина 7-10 м, начальное пластовое давление
395 ат, гидростатическое давление при глубине залегания 2750 М
равно 275 ат, аномальность 120 ат, давление насыщения нефти
газом 150 ат, минимальное забойное давление фонтанирования
скважины чистой нефтью 70 ат, следовательно, возможно само-
произвольное снижение забойного давления скважин ниже дав-
ления насыщения и значительное снижение их коэффициента
продуктивности по нефти, чего нельзя допускать; вязкость
нефти в пластовых условиях 0,7 сП, газосодержание нефти
170 м3/м.
У другой нефтяной залежи в отложениях баженовской свиты
начальное пластовое давление 331 ат, а начальная нефтенасы-
щенность равна 0,9 вместо обычной 0,5 в других нефтяных пла-
стах.
При этом ни в коем случае нельзя допустить катастрофиче-
ского снижения пластового давления, т.е. необходимо осущест-
вить поддержание пластового давления; ни в коем случае нельзя
допустить самопроизвольного снижения забойного давления до-
бывающих скважин и катастрофического снижения их продук-
тивности по нефти.
Вывод.
Промышленная разработка нефтяных залежей в отложениях
баженовской свиты вполне возможна.
2.2.5. О ПРОЕКТИРОВАНИИ ПРИМЕНЕНИЯ
ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН
Инженер-нефтяник, специалист по разработке нефтяных ме-
сторождений, должен уметь лично сам рассчитывать (пусть при-
ближенно, но с удовлетворительной точностью) дебиты скважин
и систем скважин (пластов, площадей, участков), динамику до-
бычи нефти и жидкости. Иначе не человек-специалист, а какая-
то закрытая математическая модель, а также случай будут управ-
лять процессом разработки конкретного нефтяного месторожде-
ния. И такое управление будет представляться некоторым хаосом
и характеризоваться большими потерями в текущей добыче неф-
ти и нефтеотдаче пластов. Причем эти хаос и большие потери -
63
не пугающая фантазия какого-то далекого будущего, а нередко
уже сегодняшняя реальность.
Протестуя против такого положения, предлагаем довольно
простые и достаточно точные формулы, позволяющие определять
дебит системы скважин, состоящей из вертикальных и горизон-
тальных скважин.
Будем рассматривать однорядную схему размещения добы-
вающих скважин: чередование нагнетательных и добывающих
рядов.
Выделяем отдельный элемент такой системы скважин, кото-
рый содержит одну половину нагнетательной скважины и одну
половину добывающей скважины и эксплуатируемый ими уча-
сток нефтяного пласта. Таким образом, рассматриваемый участок
нефтяного пласта содержит одну проектную скважину.
Будем использовать известную расчетную схему эквивалент-
ных фильтрационных сопротивлений Ю.П. Борисова с выделе-
нием внешних (Q) и внутренних (со) фильтрационных сопротив-
лений. Внешние фильтрационные сопротивления (Q) характери-
зуют участки нефтяных пластов между соседними рядами сква-
жин, как между соседними галереями. Внутренние фильтрацион-
ные сопротивления (со) характеризуют сами линии рядов, как
несовершенные галереи. По-другому, у несовершенных расчетных
галерей есть дополнительное внутреннее фильтрационное сопро-
тивление.
Гидравлические разрывы пластов и горизонтальные скважины
уменьшают внутренние фильтрационные сопротивления, и рас-
четные галереи приближают к реальным галереям.
Дебит одной проектной скважины представляется следующей
формулой
q\ = k h . Р<-<. ~ РС = k h . -Pci. - Pc
и 2со„ + Q + 2ю ц n+2ffl+2o)’
где - гидропроводность нефтяного пласта, т/(сут-ат); Рск и
М"
Рс - забойные давления нагнетательной скважины и добывающей
скважины, ат; (2, ш8 и ш - геометрические фильтрационные со-
противления при —- = 1; п = — - внешнее фильтрационное
ц 2ст
сопротивление; L - расстояние между соседними рядами сква-
жин, м; 2ст - расстояние между соседними скважинами в ряду, м;
со - внутреннее фильтрационное сопротивление:
в случае вертикальных скважин
64
to = — In
2 л
2a
2л rc
в случае горизонтальных скважин
2л
1п2о+£ _|_Л 1п__Л__ 1
2/г /г 2л • rc )
где гс - радиус ствола скважины, м; /г - горизонтальная длина
горизонтальной скважины, м; h - толщина нефтяного пласта, м;
приведенная формула справедлива только в случае монолитного
нефтяного пласта, у которого эффективная толщина Аэф равна
общей толщине ho(>:
/^эф ^об
В случае многослойного нефтяного пласта, где проницаемые
нефтяные слои разделены непроницаемыми прослоями, общая
толщина Аоб больше эффективной толщины Лэф; она бывает
больше в 1,5, 2, 3 и даже в 4 раза. Разность этих толщин (Аоб -
/гэф) является неэффективной толщиной и равна сумме толщин
разделяющих прослоев. Эффективная толщина Лэф состоит из /гсл
проницаемых нефтяных слоев. Средняя толщина отдельного слоя
равна hC4 = , средняя горизонтальная длина горизонтальной
исл
скважины в пределах отдельного проницаемого нефтяного слоя
равна С =1Г •
“об исл
После этого от формулы для монолитного пласта перейдем к
формуле для многослойного пласта
<о=±
2л
If! + । ^сл . ^сл
^сл • Гс
При желании и практической возможности рассмотреть более
детальную картину, т.е. при наличии более детальной достовер-
, kh
нои информации о значениях гидропроводности и =------ по ело-
ям и по зонам нагнетательной и добывающей скважин (w“ - для
65
3 — 857
z-ro слоя и зоны нагнетательной скважины, и, - для г-го слоя и
зоны добывающей скважины), расчет выполняется по следующей
формуле:
In 2ст 4л i । ^сл > . |п 4сл »’
2 • /ы f 4л i 2пГс /
. | |n 2{Т + 4л > _|_ ^сл i . |п Ал i
I 2 Li Li 2лГ<
+—-—
цн • 2л
которая содержит суммирование по всем нефтяным слоям от
i = 1 до i = п = nM.
Для такого расчета по каждому слою от i = 1 до i = п должны
быть известны фактические значения:
• эффективной толщины , и Асл
• гидропроводности и
• горизонтальной длины горизонтальной скважины L, =
_ 1 Ln j , j h^i
~1т и Li -4 -
"об "об
Итак, представленная формула дает дебит одной проектной
скважины, входящей в систему добывающих и нагнетательных
скважин, при однорядной схеме размещения рядов добывающих
скважин между рядами нагнетательных скважин. А общий дебит
всей системы скважин будет равен сумме дебитов всех проект-
ных скважин от j = 1 до j = по> где п0 - общее число проектных
скважин
Выводы.
1. При проектировании разработки нефтяных месторождений
особое внимание надо уделять соотношению величины забойного
давления добывающих скважин и давления насыщения. В боль-
шинстве случаев рационально, чтобы забойное давление было на
уровне давления насыщения, но не ниже. Нерационально сни-
жать забойное давление ниже давления насыщения, когда это
снижает дебит нефти, увеличивает вязкость нефти, увеличивает
обводненность и уменьшает нефтеотдачу пластов.
Но есть нефтяные пласты, по которым такое снижение проис-
66
ходит самопроизвольно, потому что минимальное забойное дав-
ление фонтанирования добывающей скважины оказывается зна-
чительно ниже давления насыщения. Тогда, чтобы не было беды,
необходимо искусственно с помощью штуцера повышать забой-
ное давление до давления насыщения.
2. Если бы по добывающим скважинам был постоянный кон-
троль удовлетворительной точности дебита, обводненности и за-
бойного давления, а также регулярное гидродинамическое опре-
деление их коэффициента продуктивности, то не было бы значи-
тельной потери добычи нефти и не было бы проблем с оценкой
эффективности проводимых инновационных мероприятий. Мож-
но было бы обнаружить значительное и даже катастрофическое
снижение коэффициентов продуктивности при снижении забой-
ного давления ниже давления насыщения, а также значительное
снижение дебитов нефти. Неграмотные действия по увеличению
дебита нефти наоборот приводят к его уменьшению!
В одной и той же добывающей скважине в силу зональной
неоднородности по продуктивности пластов и обособленных сло-
ев в этих пластах и слоях имеют место разные локальные значе-
ния пластового давления. Поэтому при остановке скважины че-
рез ее забой возникают межпластовые и межслойные перетоки,
которые могут быть в виде нефти из необводненных нефтяных
слоев в обводненные. Поэтому в скважине, как будто отобравшей
все свои извлекаемые запасы нефти и остановленной при низ-
ком забойном давлении и крайне низком дебите нефти, после
многолетней остановки будет нефть, будет нефтяной фонтан и
существенный дебит нефти. В этом явлении нет ничего необык-
новенного; всё вполне закономерно: сказывается влияние зональ-
ной неоднородности, первоначального снижения дебита нефти
при снижении забойного давления ниже давления насыщения, а
после многолетнего простоя при увеличении забойного давления
увеличение дебита нефти.
3. Если по замкнутым нефтяным залежам с аномально высо-
ким пластовым давлением в отложениях баженовской свиты бу-
дет осуществляться контроль разработки с удовлетворительной
точностью и необходимые гидродинамические исследования, то
эти залежи можно будет разрабатывать не на малоэффективном
режиме истощения со снижением пластового давления, а на зна-
чительно более эффективном режиме поддержания пластового
давления путем заводнения.
4. Дана довольно простая формула, учитывающая все сущест-
венные параметры, для определения дебита одной проектной
скважины и дебита системы проектных скважин при применении
горизонтальных скважин.
67
2.3. ЗАКАЧКА ГАЗА И ВОДЫ В НЕФТЯНЫЕ ПЛАСТЫ
Закачка газа и воды в нефтяные пласты производится с це-
лью поддержания пластового давления, обеспечения добычи
нефти и вытеснения нефти из пластов.
Около 100 лет назад в США было предложено для поддержа-
ния пластового давления в нефтяных пластах закачивать воду.
В нашей стране более 50 лет назад воздействие на нефтяные
пласты начали осуществлять путем закачки углеводородного газа
и воздуха, а затем вскоре путем закачки воды. Тогда же было
установлено, что закачка воды эффективнее закачки газа, потому
что обеспечивает более высокую нефтеотдачу пластов.
Примерно в то же время знаменитый ученый-нефтяник
И.Н. Стрижов для значительного увеличения эффективности
закачки углеводородного газа предложил осуществлять закачку
газа высокого давления в состоянии смесимости с нефтью, когда
заведомо обеспечен максимальный 100%-ный коэффициент вы-
теснения.
Как известно, коэффициент нефтеотдачи, показывающий пол-
ноту извлечения нефти из нефтяных пластов, можно себе пред-
ставить в виде произведения: коэффициента вытеснения, опреде-
ляемого в лабораторных условиях на образцах породы нефтяных
пластов при достаточно большой прокачке вытесняющего агента,
и коэффициента охвата объема нефтяных пластов вытеснением.
Первый коэффициент учитывает микронеоднородность пористой
породы и взаимную нерастворимость нефти и вытесняющего
агента, возникновение в пористой породе на контакте нефти и
вытесняющего агента значительных капиллярных сил, которые
собственно замыкают и захороняют остаточную нефть. Второй
коэффициент учитывает макронеоднородность пластов по про-
ницаемости (послойную и зональную неоднородности), геомет-
рическую неравномерность фильтрационного потока, обуслов-
ленную точечностью источников и стоков (нагнетательных и до-
бывающих скважин) и неравномерностью размещения скважин,
возникшей при проектировании размещения и при бурении
скважин, а также расчетной предельной высокой долей вытес-
няющего агента у добывающих скважин при их выключении из
работы, которая заведомо меньше 100%-ной, которая зависит от
минимального экономически допустимого дебита нефти и от
различия подвижностей вытесняющего агента и нефти.
Примерно 40 лет назад, на 10 лет позже изобретения
И.Н. Стрижова, французы на месторождении Хасси-Мессауд (в
Алжире) запроектировали вытеснение нефти газом высокого
давления в состоянии смесимости с нефтью. Для этого в пустыне
68
на территории месторождения была построена огромная ком-
прессорная станция с И огромными компрессорами, способными
обеспечивать давление на устье нагнетательных скважин 420 ат;
на месторождении был создан экспериментальный участок с
1 центральной нагнетательной, 4 окружающими добывающими и
1 контрольной скважиной; при небольших расстояниях между
нагнетательной и добывающими скважинами довольно быстро
была осуществлена проектируемая технология вытеснения неф-
ти. Совершенно неожиданно результат оказался невысоким: неф-
теотдача пластов получилась примерно такая же, как при обыч-
ной закачке газа, т.е. ниже, чем при закачке воды. Отсюда стало
ясно, что при вытеснении нефти газом беда не в коэффициенте
вытеснения, а в коэффициенте охвата вытеснением. Значит,
раньше в большинстве случаев при закачке газа коэффициент
вытеснения нефти был достаточно большим, близким к предель-
ному 100%-ному. Для этого необходимо, чтобы давление закачи-
ваемого газа было выше давления насыщения нефти газом, и газ
беспрепятственно растворялся в нефти; чтобы на контакте с неф-
тью не возникали силы, мешающие 100%-ному вытеснению
нефти.
На месторождении Хасси-Мессауд (Алжир) в 1969 г. было
запроектировано 4 варианта разработки: первый - на режиме
истощения природной пластовой энергии, а 3 остальные вариан-
та - с искусственным поддержанием пластового давления: вто-
рой вариант - с закачкой воды, третий - с закачкой газа и чет-
вертый - с последовательной закачкой сначала газа, а затем во-
ды, т.е. газовое заводнение.
Приведем примерный расчет коэффициента нефтеотдачи:
• при закачке газа коэффициент вытеснения равен 1, коэффи-
циент охвата вытеснением равен 0,3, и в результате коэффициент
нефтеотдачи получается равным Кяо = 1-0,3 = 0,3;
• при закачке воды коэффициент вытеснения (для многих ме-
сторождении Западной Сибири) равен 0,5, коэффициент охвата
вытеснением равен 0,8, а коэффициент нефтеотдачи получается
равным Кко = 0,5-0,8 = 0,4;
• а смысл газового заводнения в том, чтобы сохранить пре-
имущества газа и воды и устранить их недостатки, в идеале по-
лучается коэффициент нефтеотдачи с коэффициентом вытес-
нения газа и коэффициентом охвата вытеснением воды Кно =
= 1,0-0,8 = 0,8.
При закачке газа и воды в нефтяные пласты существует два
способа воздействия газа на нефть:
1 - фронтальное вытеснение нефти газом; значит, коэффи-
циент вытеснения нефти максимальный, равный 1; при этом
69
сначала закачивается газ и создается широкая газовая оторочка,
нефть вытесняется газом; затем закачивается вода, которая вы-
тесняет газ, а газ вытесняет нефть; вода вместо нефти захороняет
газ - и так продолжается до тех пор, пока вода не захоронит весь
закачанный газ и вступит в прямой контакт с нефтью, после чего
вместо коэффициента вытеснения газом, равного 1, станет коэф-
фициент вытеснения водой, равный 0,5; если (при показателе
неравномерности вытеснения нефти V2 = 1,0) за время закачки
газа было отобрано подвижных запасов нефти 0,213, то за время
закачки воды и сокращения газовой оторочки до нуля объем за-
0 213
качки воды будет вдвое больше —— = 0,426 и объем отбора
0,5
подвижных запасов нефти будет 0,178 и в сумме будет 0,213 +
+ 0,178 = 0,391.
Таким образом, за первый период вытеснения нефти газом
нефтеотдача достигает Кко = 1-0,391 = 0,391.
2 - попутное (боковое) вовлечение остаточной нефти газом
для снижения остаточной нефтенасыщенности и увеличения
коэффициента вытеснения.
При этом с самого начала осуществляется частое чередование
закачки воды и газа. Последовательно сначала вода захороняет
остаточную нефть, затем к этой захороненной остаточной нефти
подходит газ, снимает блокаду воды и смешивается с остаточной
нефтью, теперь вслед за водой вместо газа будет идти смесь газа
и нефти и следующая вода захоронит смесь газа и нефти, а сле-
дующий газ смешается со смесью газа и нефти, следующая вода
захоронит эту новую смесь газа и нефти и т.д. Постепенно по
мере продвижения вытесняющего агента вблизи нагнетательных
скважин захороняемая смесь будет становиться всё более и более
газовой, а на фронте вытесняющего агента вместо порций газа
будет смесь все более и более нефтяная, и она всё менее и менее
будет уменьшать остаточную нефтенасыщенность.
Таким образом, вблизи нагнетательных скважин остается всё
меньше и меньше остаточной нефти, а на фронте вытесняющего
агента всё меньше и меньше газа, который путем смешения с
остаточной нефтью может уменьшать остаточную нефть.
Приведем две аксиомы, неоднократно проверенные и под-
твержденные практически:
1) После вытеснения нефти водой и образования неподвиж-
ной остаточной нефтенасыщенности при последующей прокачке
нефти и воды нельзя увеличить неподвижную остаточную неф-
тенасыщенность.
2) Вода одинаково нерастворима в нефти и углеводородном
70
газе и поэтому ей всё равно, что захоронять: нефть или газ, или
какую-то их смесь, т.е. 0ОН = 0ОГ = 0ОНГ = р0; при закачке водогазо-
вой смеси обязательно вытесняется вся нефть в пределах
(Рн -рон) - начальной и остаточной нефтенасыщенности, кроме
того, частично снижается остаточная нефтенасыщенность
Рон* < Рон и> соответственно, увеличивается коэффициент вытес-
нения нефти
Новая сниженная остаточная нефтенасыщенность получается
как результат смешения остаточной нефти ро • К3 и прокачанно-
го газа (рон -Р0)-Д-(Х3 + (F-X3)-p0):
Ро" Рон ₽0 К3 + (рн - ро) А • (К3 +(F - Х3) Но)’
Здесь использованы все известные обозначения: Ро = рон =
= Рог = Ронг - остаточная доля в поровом пространстве пласта
нефти или газа, или их смеси при заводнении; Кэ - коэффициент
заводнения или коэффициент использования подвижных запасов
нефти - доля отбора подвижных запасов нефти; F - отбор рас-
четной жидкости в долях подвижных запасов нефти; (F -
К3) - отбор расчетного вытесняющего агента в долях подвиж-
ных запасов нефти; (F - Х3)-цо - объемный отбор реального вы-
тесняющего агента в долях подвижных запасов нефти; Д - доля
газа в закачиваемом объеме вытесняющего агента; ц0 ~ коэффи-
циент различия физических свойств нефти и вытесняющего
агента.
Приведенные формулы проиллюстрируем далее числовым
примером.
Исходные данные: рон = 0,25, рн = 0,50, Цо = 2, неравномер-
ность вытеснения нефти в добывающие скважины количественно
характеризуется V2 = 1 (табл. 2.4).
В расчетах применены «Таблицы характеристики использова-
ния подвижных запасов нефти разрабатываемых нефтяных пла-
стов» [10. Приложение].
Результаты проведенных расчетов представлены в табл. 2.4,
где А - доля газа в объеме вытесняющего агента изменяется в
широком диапазоне от Д = 0,01 до Д = 0,30, т.е. от 1 % до 30 %.
Коэффициент вытеснения нефти водой Кв = 0,5; при частом че-
редовании воды и газа коэффициент вытеснения возрастает до
0,769-0,817, т.е. в 1,54-1,63 раза.
71
Таблица 2.4
Значения - нефтеотдачи пластов при частом чередовании закачек воды
и газа при условии К, = 0,5, У2=1иро=2в зависимости
от А - объемной доли газа
А2 А X, F При КЛ - 0,5 Као=К,-К3 Значения КЙТ
0,01 0,05 0,10 0,20 0,30
0,97 0,95 0,843 2,857 0,422 0,527 0,612 0,683 0,768 0,817
0,95 0,90 0,770 1,880 0,385 0,518 0,581 0,640 0,718 0,769
0,92 0,85 0,724 1,450 0,362 0,515 0,565 0,616 0,688 0,737
0,75 0,60 0,542 0,730 0,271 0,508 0,539 0,572 0,626 0,668
0,57 0,40 0,430 0,482 0,215 0,506 0,529 0,555 0,599 0,636
0,33 0,20 0,317 0,335 0,159 0,505 0,526 0,550 0,591 0,625
0,10 0,05 0,210 0,212 0,105 0,505 0,524 0,546 0,585 0,617
Продолжение табл. 2.4
Лг А к3 F При К, = 0,5 Кт=К,К3 Значения К^
0,01 0,05 0,10 0,20 0,30
0,97 0,95 0,843 2,857 0,422 0,444 0,516 0,576 0,647 0,689
0,95 0,90 0,770 1,880 0,385 0,399 0,447 0,493 0,553 0,592
0,92 0,85 0,724 1,450 0,362 0,373 0,409 0,446 0,498 0,534
0,75 0,60 0,542 0,730 0,271 0,274 0,292 0,310 0,339 0,362
0,57 0,40 0,430 0,482 0,215 0,218 0,227 0,239 0,258 0,273
0,33 0,20 0,317 0,335 0,159 0,160 0,167 0,174 0,187 0,198
0,10 0,05 0,210 0,212 0,105 0,106 0,110 0,115 0,123 0,130
Интересно, какой ценой достигается это увеличение нефтеот-
дачи?
Текущая закачка газа (в н.м3/сут) при текущей закачке воды
100 м3/сут при пластовом давлении 300 ат определяется сле-
дующим образом: 100300 и получается равным
А 0,01 0,05 0,10 0,20 0,30
Закачка га- за, н.м3/сут 303 1579 3333 7500 12857
При этом общий объем закачки газа за все время разработки
нефтяной площади с геологическими запасами нефти в 10 млн т
и 13 млн м3 при коэффициенте вытеснения нефти водой Кв = 0,5
(соответственно более высокий КЗТ - коэффициент вытеснения
нефти водой и газом) и показателя неравномерности вытеснения
V2 = 1,0 и коэффициенте различия физических свойств нефти и
воды Цо = 2 определяется следующим образом:
72
кэ
-д =
F
= 13-300- 1+ —-1 -ц0 • Каг-Д = 3900• 1+ —-1 -2 -Квг-Д.
По этой формуле были получены следующие результаты:
Лг А ( ( р 1+ —-1 -2 Общий объем закачки газа, млн н.м3 (Д при
Д = 0,01 Д = 0,05 Д = 0,10 Д = 0,20 Д = 0,30
0,974 0,947 0,919 0,95 0,90 0,85 5,778 3,883 3,006 118,8 78,4 60,4 689,5 439,9 331,2 1539,1 969,2 772,2 3461,3 2174,6 1613,1 5523,1 3493,7 2592,0
Прирост извлекаемых запасов нефти конкретно за счет газа
определяется следующим образом: Д(2о - • (^н®г) - Кно) при
геологических запасах нефти Qe>= Ю млн т:
Лз А Общий объем закачки газа, млн н.м3 Q3r при
Д = 0,01 Д = 0,05 Д = 0,10 Д = 0,20 Д = 0,30
0,974 0,95 0,22 0,94 1,54 2,25 2,67
0,947 0,90 0,14 0,62 1,08 1,68 2,07
0,919 0,85 0,11 0,47 0,84 1,36 1,72
Удельный расход закачки газа (в н.м3 на 1 т) дополнительной
добычи нефти при различных значениях Д - объемной доли газа
в вытесняющем агенте равен
Д 0,01 0,05 0,10 0,20 0,30
QI/aQo- нм7т 550 715 940 1340 1755
Эту зависимость можно представить приближенной формулой
— = 500 + 4400 • Д, н.м3/т.
AQo
Далее будем рассматривать газовое заводнение, которое по
идее обеспечивает более высокую нефтеотдачу пластов. Основная
особенность, одновременно его основная трудность и основное
преимущество состоит в том, что в I цикле, т.е. в первые два пе-
73
риода, осуществляется фронтальное вытеснение нефти газом. А
при фронтальном вытеснении нефти коэффициент вытеснения
равен 1; остается только постараться так осуществить процесс,
чтобы максимально увеличить коэффициент охвата вытеснением,
чтобы уже к концу первого цикла достичь значительной нефте-
отдачи пластов.
В I цикле в 1-м периоде в нагнетательные скважины закачи-
вают газ, и газ выталкивает нефть в окружающие добывающие
скважины. Так продолжается до начала прорыва газа в какие-то
окружающие добывающие скважины, что будет обнаружено по
росту наблюдаемого газового фактора по сравнению с началь-
ным, соответствующим Go - начальному газосодержанию нефти.
Когда наблюдаемый газовый фактор достигает GK - заданной
максимально допустимой величины, то нагнетательную скважи-
ну - виновницу этого роста переводят с закачки газа на закачку
воды. Во 2-м периоде I цикла в нагнетательную скважину зака-
чивают воду; вода вытесняет газ, а газ вытесняет нефть. На кон-
такте воды и газа в пористой породе возникают капиллярные
силы, которые захороняют газ. Воде все равно, что захоронить:
газ или нефть, но нам лучше, если вода захороняет газ, потому
что газ при пластовом давлении значительно легче нефти и зна-
чительно дешевле. 2-й период I цикла завершается, когда весь газ
первоначальной широкой газовой оторочки, отделяющей закачи-
ваемую воду от вытесняемой нефти, будет захоронен и вода
вступает в прямой контакт с нефтью. Так завершается I цикл с
фронтальным вытеснением нефти газом.
II цикл начинается с закачки газа. В 1-м периоде II цикла газ
вытесняет воду и освобождает ранее захороненный остаточный
газ, вода вытесняет нефть в соответствии со своим коэффициен-
том вытеснения, а значит, захороняет остаточную нефть. Этот
1-й период, как и 1-й период I цикла, завершается достижением
заданной величины максимально допустимого газового фактора.
Во 2-м периоде II цикла в нагнетательную скважину закачивают
воду. Вода одну часть закачанного газа захороняет вместо оста-
точной нефти, а другую часть закачанного газа проталкивает
вперед, и он вытесняет воду и освобождает остаточную нефть,
возникает смесь газа и нефти. В следующем III цикле в 1-м пе-
риоде снова идет закачка газа. Этот газ выталкивает воду, кото-
рая одну часть смеси газа и нефти захороняет вместо остаточной
нефти, а другую часть смеси газа и нефти толкает дальше вперед;
эта смесь, оттесняя воду, освобождает остаточную нефть и вместе
с ней образует новую смесь, где доля нефти более высокая. Во
2-м периоде III цикла снова закачивают воду, которая закачан-
ный до того газ частично захороняет, частично толкает вперед;
74
продвинувшийся вперед газ вытесняет воду, освобождает оста-
точную смесь газа и нефти, образуя новую смесь газа и нефти,
где доля нефти более низкая; продвинувшаяся вперед вода захо-
роняет часть смеси, а другую часть смеси толкает вперед, она
освобождает остаточную нефть и вместе с ней образует новую
смесь с еще более высокой долей нефти и т.д. На фронте вытес-
няющего агента смесь газа и нефти становится все более и более
нефтяной; наоборот, вблизи забоя нагнетательной скважины
смесь газа и нефти становится все более и более газовой.
Пространство течения в нефтяных пластах ограничено с двух
сторон: с одной стороны начальной водонасыщенностью (оста-
точной со времен образования нефтяной залежи), а с другой сто-
роны остаточной углеводородонасыщенностью (остаточной на-
сыщенностью нефтью, газом или их какой-то смесью). Эти две
границы, образованные взаимной нерастворимостью, микронеод-
нородностью пористой породы и капиллярными силами, нельзя
изменить. И эти две границы определяют: само движение нефти,
газа, воды и смеси газа и нефти; и снижение остаточной нефте-
насыщенности за счет добавления остаточной газонасыщенности.
В конце 1-го периода I цикла предельная расчетная доля
агента в дебите жидкости добывающей скважины равна А, кото-
рая определяется по заданному максимально допустимому газо-
вому фактору GK, значительно превышающему начальное газосо-
держание нефти Gq. Предельная расчетная доля агента определя-
ется по следующему равенству:
Мо РПЛ + (1 “ Л) • Gq =Gk,
где go ~ коэффициент различия физических свойств нефти и
вытесняющего агента, здесь принимаемый равным цо= 100; Рал -
пластовое давление в единицах атмосферного давления или
кратность уменьшения объема газа в пластовых условиях по
сравнению с поверхностными, принимая равной Рпл = 200; Go -
начальный газовый фактор на 1 м3 нефти, принимаемый равным
100 м3/м3; GK - заданный предельный газовый фактор, прини-
маемый равным 1100 м3/м3;
А = 1100 ~ 100 = 0,05 03.
100 200-100
Предыдущие расчеты были сделаны для результирующей не-
равномерности вытеснения нефти в добывающую скважину, рав-
ной V2 = 1,000. Теперь сделаем расчеты для четырех значений
результирующей неравномерности вытеснения: V2 = 0,500, V2 =
- 0,667, V2 = 884 и V2 = 1,000. Эти расчеты показывают важность
75
Таблица 2.5
Характеристики использования подвижных запасов нефти последовательно
неравномерности вытеснения нефти
V2 I цикл
A Fi- X,‘- Fi- X3i-
0,500 0,052 0,320 0,318 0,645 0,571
0,667 0,052 0,273 0,271 0,546 0,489
0,834 0,053 0,240 0,238 0,480 0,432
1,000 0,048 0,200 0,199 0,400 0,367
уменьшения величины неравномерности вытеснения V2 =
= 1,000 до V2 = 884 и V2 = 0,500. При этом были применены уже
упомянутые «Таблицы характеристики использования подвиж-
ных запасов нефти разрабатываемых нефтяных пластов» [10.
Приложение].
Результаты расчетов представлены в табл. 2.5.
В нагнетательную скважину периодически (в каждом цикле
два периода: 1-й газовый, 2-й водяной) последовательно закачи-
вают сначала газ, затем воду. В добывающей скважине сначала
отбирают нефть, затем после порыва газа отбирают нефть и газ, а
во II и III циклах кроме нефти и газа еще отбирают воду. Тогда
по непромытым слоям отбирают нефть, а по промытым слоям
кроме нефти и газа отбирают воду и смесь газа и нефти. Поэто-
му при вязкости нефти Ци = 1, щ = 1 и газа цг = 0,01, при коэф-
фициенте вытеснения нефти водой Кя = 0,5, при равенстве объе-
мов в пластовых условиях закачки воды и газа, с учетом увели-
ченной доли нефти в отбираемой смеси газа и нефти, принимаем
коэффициент различия физических свойств нефти и вытесняю-
щего агента равным Цо = 2.
С учетом этого определяем остаточную нефтенасыщенность
для II и III циклов, т.е. без I цикла
r _ 3____________________Ро • ДХ3_____________
"* Рон ро • ЛХ3 + (рн - ₽0). 0,5-(ДК3 + (AF - АХ3) • ц0)’
где Рон = 0,25; ро= 0,25; (рн-ро) = (0,50-0,25) = 0,25;
АХз = АХ з.. - АХ = 0,787 - 0,367 = 0,420;
AF3 = AF3.. - = 2,000 - 0,400 = 1,600; Цо = 2;
В . = 0 25_______________Q> 25 • 0,420_____________ q qco.
KoH* ’ 0,25 0,420 + 0,25 0,5 (0,420 + (1,600 - 0,420) • 2)
76
для I, П и III циклов газового заводнения для различных значений V2 -
II цикл III цикл
г2- X,2- Fr- Х,2« F3- Ха3* Рз« Х33«
1,292 0,804 1,909 0,888 2,560 0,929 3,200 0,951
1,071 0,712 1,667 0,822 2,143 0,868 2,730 0,902
0,962 0,649 1,417 0,749 1,920 0,813 2,400 0,850
0,800 0,571 1,213 0,681 1,600 0,744 2,000 0,787
с учетом этого получается коэффициент вытеснения нефти для
[I и III циклов
Квг =1--^ = 1-^8 =0,884;
вг рн 0,500
при этом коэффициент нефтеотдачи получается равным
Кно =1 0,367+ 0,884 0,420 = 0,738.
В сходных условиях при частом чередовании закачки воды и
закачки газа и при объемной доле газа А = 0,3 (см. табл. 2.1) ко-
эффициент нефтеотдачи равен Кна = 0,592, т.е. меньше, чем при
0 738
газовом заводнении в —----= 1,247 = 1,25 раза.
0,592
А если газовое заводнение продолжить до FK = 2,827 и Кзк =
- 0,844, то тогда AF = 2,827-0,400 = 2,427 и АА3 = 0,844-0,367 =
= 0,477,
Рон- =0,25--------------------°’25. 0’477 .---------= 0,0447;
Нон 0,25 0,477+ 0,25 0,5 (0,477+ (2,427-0,477)-2)
„ 4 0,0447
К — 1 —----------
0,50
= 0,911;
при этом коэффициент нефтеотдачи получается равным
К„о = 1 0,367+ 0,911-0,477 = 0,802,
что выше, чем при частом чередовании закачки воды и закачки
газа при объемной доле газ А = 0,3 (см. табл. 2.1) Хно = 0,689 в
0,802 . . а „
---= 1,164 = 1,16 раза.
0,689
77
Еще обратим внимание на случай более низкой неравномер-
ности вытеснения нефти, равной V2 = 0,500. Тогда AF = 3,200 -
- 0,645 = 2,555 и АКз = 0,951-0,571 = 0,380,
Рон. = 0,25----------------?-25 0,380---------------= 0,0346;
0,25 • 0,380 + 0,25 • 0,5 • (0,380 + (2,555 - 0,380) • 2)
х 1_ 0^0346 = о 931
0,500
При этом коэффициент нефтеотдачи получается равным
Хно =1 0,571 + 0,931 0,380 = 0,925.
Уменьшение неравномерности вытеснения нефти с V2 = 1,000
до V2 = 0,500 приводит к увеличению нефтеотдачи в
0,925 , л О(-
—— = 1,2531 = 1,25 раза.
0,738
При газовом заводнении по сравнению с обычным заводнени-
ем нефтеотдача пластов оказывается выше во столько раз:
0,738 = 1,87 55 = 1,88, 0,802 = 1,9027 = 1,90 и 0,925 =
0,5 0,787 0,5 -0,843 0,5 -0,951
= 1,9423 = 1,95.
Таким образом, нефтеотдача пластов при газовом заводнении
по сравнению с частым чередованием закачки газа и закачки во-
ды увеличивается в 1,20 раза (от 1,16 до 1,25 раза), а по сравне-
нию с обычным заводнением в 1,90 раза (от 1,88 до 1,95 раза).
Далее представляем три возможных варианта разработки неф-
тяной залежи (площади) с геологическими запасами нефти Qg =
= 100 млн т и общим числом скважин по проектной сетке пв =
= 250.
❖ По 1-му варианту разработки, т.е. при обычном заводнении,
амплитудный (максимальный начальный) дебит нефти на 1 про-
ектную скважину равен д} =0,010 млн т/год; коэффициент неф-
теотдачи равен Кво = 0,385 (см. табл. 2.1), соответственно, на-
чальные извлекаемые запасы нефти равны Qo = Об ‘ ^но =
= 100 0,385 = 38,5 млн т и на 1 проектную скважину
0^ = — = 0,154 млн т. При этом годовой темп отбора извлекае-
мо
мых запасов нефти равен
78
I _ go
Qo + 0,5 • <7q
-------------= 0,062893 = 0,063 1/год.
0,154 + 0,5 0,010
Величину - годовой дебит (отбор) в t-м году по рассмат-
риваемой залежи (площади) определяют по следующему уравне-
нию добычи нефти:
к 1-1 7
где - число пробуренных и введенных в действие проектных
скважин; £4^ ~ накопленный отбор нефти за годы, предшест-
1-1
вующие рассматриваемому Z-му году.
❖ По 2-му варианту разработки, т.е. при частом чередовании
закачки воды и закачки газа, коэффициент нефтеотдачи равен
Као = 0,592 (см. табл. 2.1), что больше, чем при обычном заводне-
нии, в °’-592 = 1,53766 = 1,54 раза.
0,385
Начальные извлекаемые запасы нефти рассматриваемой зале-
жи (площади) равны Qo = Ос ' К»о = Ю0 -0,592 = 59,2 млн т и на
1 проектную скважину = 0,2368 = 0,237 млн т.
Увеличение извлекаемых запасов нефти рассматриваемой за-
лежи (площади) происходит за счет увеличения охваченного
фильтрацией порового объема пластов, что приводит к увеличе-
нию реальной проницаемости. Поэтому вполне логично принять,
что амплитудный дебит увеличивается прямо пропорционально
увеличению извлекаемых запасов нефти. Тогда годовой темп от-
бора текущих извлекаемых запасов нефти остается неизменным:
во 2-м и 3-м вариантах таким же, как в 1-м варианте при обыч-
ном заводнении, т.е. равным I = 0,063 1/год. Тогда во 2-м вари-
анте при частом чередовании закачек воды и газа уравнение
добычи нефти принимает вид
<?"’ = I • f Й - Z 1 “ 0.063 • f0,237 • «W - £ 9М ].
k 1-1 ) \ 1-1 7
❖ По 3-му варианту разработки, т.е. при газовом заводнении,
коэффициент нефтеотдачи равен Кно = 0,738 (см. табл. 2.1), что
больше, чем при обычном заводнении, в ^^ = 1,91688 = 1,92
0,385
раза.
79
По 3-му варианту начальные извлекаемые запасы нефти рас-
сматриваемой залежи (площади) равны <2о = Об ' ^>ю =
= 100-0,738 =73,8 млн т и на 1 проектную скважину
Ql = 0,2952 = 0,295 млн т.
При этом уравнение добычи нефти принимает вид
= I • f й • «о} - Е Q{i) V °-063 • f °-295 • ~ Е <?(,)' •
I 1-1 ) к г-1 7
Результаты расчетов трех вариантов разработки нефтяной за-
лежи (площади) представлены в табл. 2.6, где для 20-летнего пе-
риода по годам даны: Дп0 - годовое число пробуренных скважин;
- число скважин, пробуренных к середине £-го года, п® -
Г-1
годовой отбор нефти в t-м году, ~ суммарный отбор нефти
1-1
к концу £-го года.
По данным табл. 2.6 видно, что по 1-му варианту разработки,
когда осуществляется обычное заводнение, в год завершения бу-
рения проектных скважин достигается максимальный годовой
отбор нефти, равный 2,025 млн т/год, суммарный отбор нефти за
20-летний период равен 25,572 млн т. По 2-му варианту разра-
ботки, когда осуществляется частое чередование закачки воды и
газа, максимальный годовой отбор нефти равен 3,117 млн т/год и
суммарный отбор нефти за 20-летний период равен 39,354 млн т,
т.е. больше, чем по 1-му варианту в 1,54 раза. По 3-му варианту
разработки, когда осуществляется газовое заводнение, макси-
мальный годовой отбор нефти составляет 3,880 млн т/год и сум-
марный отбор нефти за 20-летний период составляет 48,98 млн т,
что в 1,92 раза больше, чем по 1-му варианту, и в 1,245 раз боль-
ше, чем по 2-му варианту.
В заключение необходимо отметить, что здесь не было рас-
смотрено водогазовое воздействие с закачкой специально приго-
товленной мелкодисперсной водогазовой смеси, во-первых, пото-
му что такую смесь трудно приготавливать и делать стабильной,
во-вторых, потому что в пористой породе эта смесь быстро раз-
рушается. Наверное, этот факт является общеизвестным.
Частое чередование закачек воды и газа не обеспечивает не-
разрывность оторочек воды, они могут разрываться на множество
мелких частей. Поэтому при частом чередовании рассмотрены
случаи с долей газа до 30 %, когда основу фильтрационного поля
в области вытесняющего агента составляет воды с ее вязкостью,
а газ присутствует в виде включений; не рассмотрены случаи с
80
Таблица 2.6
Динамика и £ Ч' ~ годовых и суммарных отборов нефти
i-1
по вариантам разработки нефтяной залежи (площади)
t, годы Д«о ,1о 1-й вариант 2-й вариант 3-й вариант
q"\ млн т v (0 j-i млн т qw, млн т V (0 Е? - i-l млн т qM, млн т V (’) Е? > млн т
1 40 20 0,194 0,194 0,299 0,299 0,372 0,372
2 40 60 0,570 0,764 0,877 1,176 1,092 1,463
3 40 100 0,922 1,686 1,419 2,595 1,766 3,230
4 40 140 1,252 2,938 1,927 4,522 2,398 5,628
5 40 180 1,561 4,499 2,403 6,925 2,991 8,619
6 40 220 1,851 6,350 2,849 9,773 3,546 12,165
7 40 250 2,025 8,375 3,117 12,890 3,880 16,044
8 250 1,898 10,274 2,921 15,811 3,635 19,680
9 250 1,778 12,052 2,737 18,547 3,406 23,086
10 250 1,666 13,718 2,564 21,112 3,192 26,278
11 250 1,561 15,279 2,403 23,514 2,991 29,269
12 250 1,463 16,742 2,251 25,765 2,802 32,071
13 250 1,371 18,113 2,110 27,875 2,626 34,697
14 250 1,284 19,397 1,977 29,852 2,460 37,157
15 250 1,203 20,601 1,852 31,704 2,305 39,463
16 250 1,128 21,728 1,735 33,439 2,160 41,623
17 250 1,057 22,785 1,626 35,065 2,124 43,647
18 250 0,990 23,775 1,524 36,589 1,897 45,543
19 250 0,928 24,703 1,428 38,017 1,777 47,320
20 250 0,869 25,572 1,338 39,354 1,665 48,985
долей газа 50 % и более, потому что тогда основу фильтрацион-
ного поля составляет газ с его очень низкой вязкостью, а вода
присутствует в виде включений, газ может идти мимо воды и
возможно резкое ухудшение процесса.
При частом чередовании закачек воды и газа малые доли газа
1 %, 5 % и 10 % объема в пластовых условиях могут давать за-
метные увеличения нефтеотдачи и извлекаемых запасов нефти,
соответственно, в 1,04, 1,16 и 1,28 раза.
При газовом заводнении бывает мало оторочек воды (одна,
две, три), поэтому оторочки бывают широкими и во времени ос-
таются неразрывными, поэтому доля газа в вытесняющем агенте
может быть 50 %.
Обычно нефтяные пласты состоят из нескольких проницае-
мых нефтяных слоев, разделенных непроницаемыми прослоями.
Обычно эффективная толщина проницаемых слоев бывает срав-
нима с неэффективной толщиной разделяющих непроницаемых
прослоев. Возможны разные случаи, когда доля эффективной
81
толщины в общей толщине является небольшой (например, око-
ло 25 %), средней (около 50 %) и большой (более 75 %). Кроме
того, по каждому проницаемому слою наблюдается значительная
зональная неоднородность по проницаемости. Поэтому нераз-
рывная фронтальная газовая оторочка оказывается разделенной
непроницаемыми прослоями и малопроницаемыми зонами.
По сравнению с обычным заводнением частое чередование за-
качек воды и газа может увеличить нефтеотдачу в 1,5 раза, а га-
зовое заводнение может увеличить в 1,9 раза.
Газовое заводнение на основе детального знания геологиче-
ского строения и продуктивности нефтяных пластов (полученно-
го благодаря гидродинамическим исследованиям всех скважин, а
в скважинах обособленных пластов и слоев) может быть значи-
тельно усовершенствовано за счет избирательности нагнетатель-
ных скважин и за счет эффективного управления процессом до-
бычи нефти.
2.4. ГАЗОВОЕ ЗАВОДНЕНИЕ.
НЕОБХОДИМ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОРЫВ
В ДОБЫЧЕ НЕФТИ
Обычно увеличение извлекаемых запасов нефти связыва-
ют с разведкой новых нефтяных месторождений, с откры-
тием и разведкой новых нефтяных регионов, но открытие
нового нефтяного региона, сравнимого с Западно-Сибирским,
крайне маловероятно, а вот радикально увеличить нефте-
отдачу в этом регионе вполне возможно, и прирост извле-
каемых запасов будет больше, чем от открытия нового
нефтяного региона! Для этого надо перейти на принципиаль-
но новую технологию газового заводнения.
Газа для этого в Западной Сибири вполне хватает.
При рассмотрении перспективы добычи нефти обычно гово-
рят об извлекаемых запасах нефти, потому что текущая годовая
добыча нефти выражается долей от текущих извлекаемых запа-
сов.
В нашей стране на государственном балансе велики извлекае-
мые запасы нефти, подсчитанные с невысоким коэффициентом
нефтеотдачи, равным 20-30 %. И если применить принципиаль-
но новую технологию, которая в 2 раза увеличит нефтеотдачу
пластов, то эти извлекаемые запасы нефти увеличатся в 2 раза.
Это увеличение извлекаемых запасов нефти и, соответственно,
увеличение текущей добычи нефти может произойти до откры-
тия и разведки новых нефтяных регионов (а также их обустрой-
82
ства и ввода в интенсивную разработку) в старых обжитых неф-
тяных регионах, в настоящее время дающих основную добычу
нефти страны, что позволит значительно увеличить добычу неф-
ти и извлекаемые запасы нефти! Причем увеличить добычу неф-
ти надолго. Интересно, что в роли старого обжитого нефтедобы-
вающего региона уже выступает Западная Сибирь, так как разра-
ботка нефтяных месторождений на севере европейской части
страны и шельфе северных морей существенно труднее.
В чем суть принципиально новой технологии?
Начнем с того, что методы добычи нефти, по американскому
образцу, разделяют на первичные, вторичные и третичные.
Первичные методы, когда на разведанной нефтяной площади
бурят только добывающие скважины, из скважин убирают толь-
ко тяжелый буровой раствор, и благодаря более легкому весу
нефти и газа скважины фонтанируют. Нефть добывают на есте-
ственном режиме истощения пластовой энергии со снижением
пластового давления. Со временем для увеличения дебита нефти
скважины переводят с фонтанной эксплуатации на глубиннона-
сосную со снижением забойного давления. При его снижении
ниже давления насыщения нефти газом происходит заметное или
значительное, или даже катастрофическое снижение коэффици-
ента продуктивности по нефти. В редких случаях разработка
нефтяных залежей при первичных методах добычи нефти бывает
вполне благополучной; к сожалению, в большинстве случаев раз-
работка залежей характеризуется низкой нефтеотдачей.
Вторичные методы добычи нефти принципиально отличаются
поддержанием пластового давления путем закачки вытесняющего
агента.
Переход от первичного метода к вторичному методу часто
бывает затруднительным, потому что при первичном методе ис-
тощают пластовую энергию, можно сказать, берут в долг, а при
переходе к вторичному методу сначала надо этот долг вернуть.
В нашей стране уже более 50 лет без осуществления первич-
ных методов зачастую сразу применяют вторичные методы с
поддержанием пластового давления путем закачки вытесняющего
агента, в качестве которого почти всегда бывает вода.
Первичные методы у нас в стране применяют лишь на не-
больших высокопродуктивных нефтяных залежах, где добычу
нефти вполне обеспечивает естественное законтурное заводнение
за счет поступления воды из внешней водоносной области.
При вторичных методах добычи нефти кроме добывающих
скважин бурят нагнетательные скважины и кроме системы сбора
и подготовки нефти строят систему заводнения. Благодаря гос-
подствующим в нашей стране вторичным методам добычи нефти
83
извлекаемые запасы нефти были увеличены примерно в 3 раза.
Благодаря этому в последние 50 лет наша страна была передовой
по добыче нефти.
Вообще-то для вытеснения нефти из нефтяных (нефтенасы-
щенных) пластов сначала использовали газ, даже воздух, но за-
тем, когда стали закачивать воду, опыт показал, что нефтеотдача
пластов при закачке воды выше, чем при закачке газа. Эти ре-
зультаты объясняли низким коэффициентом вытеснения нефти
газом.
Коэффициент нефтеотдачи можно себе представить в виде
произведения двух коэффициентов: коэффициента вытеснения и
коэффициента охвата пластов вытеснением. Коэффициент вы-
теснения определяют в лабораторных условиях на малых образ-
цах породы нефтяных пластов. Он учитывает микронеоднород-
ность пористой породы и взаимную нерастворимость нефти и
вытесняющего агента (например, воды), возникающие капилляр-
ные силы, которые захороняют остаточную нефть.
Коэффициент охвата пластов вытеснением учитывает макро-
неоднородность пластов по проницаемости, геометрическую не-
равномерность фильтрационного потока от нагнетательных сква-
жин к добывающим, соотношение подвижностей вытесняющего
агента и нефти, предельную максимальную долю вытесняющего
агента в дебите жидкости или предельный минимальный дебит
нефти добывающей скважины.
Коэффициент вытеснения определяют на микроуровне при
такой большой прокачке вытесняющего агента, что прокачка уже
не влияет на величину коэффициента.
Коэффициент охвата пластов вытеснением определяют на
макроуровне по участкам эксплуатации добывающих скважин, и
он обязательно зависит от прокачки агента.
За низкую нефтеотдачу при закачке газа обвинили коэффи-
циент вытеснения нефти газом, а не коэффициент охвата вытес-
нением. С целью значительного повышения коэффициента неф-
теотдачи наш известный выдающийся инженер-нефтяник и уче-
ный И.Н. Стрижов более 50 лет назад предложил способ вытес-
нения нефти газом высокого давления в состоянии смесимости,
который заведомо обеспечивает максимальный коэффициент вы-
теснения нефти газом, равный 100 %. Около 40 лет назад фран-
цузы на известном в мире крупнейшем и сложнейшем нефтяном
месторождении Хасси-Мессауд в Алжире запроектировали вы-
теснение нефти газом высокого давления в состоянии смесимо-
сти. Для этого в пустыне Сахара построили огромную компрес-
сорную с И компрессорами на давление 420 ат, на месторож-
дении организовали экспериментальный участок с 6 скважинами
84
(1 нагнетательная, 1 контрольная и 4 окружающие добывающие)
с малыми расстояниями между скважинами (около 100 м) и
провели скоростной промысловый эксперимент по испытанию
проектируемой технологии вытеснения нефти газом. Результат
оказался неожиданным: нефтеотдача оказалась невысокой, не
выше, чем при заводнении. Значит, низким оказался коэффици-
ент охвата пластов вытеснением. Значит, и раньше, почти всегда
на других нефтяных месторождениях коэффициент вытеснения
нефти газом был высоким, близким к 100 %, а низким был ко-
эффициент охвата вытеснением, что вполне объяснимо обычной
довольно высокой неоднородностью пластов по проницаемости и
очень высоким соотношением подвижностей вытесняющего газа
и вытесняемой нефти. Подвижность газа в десятки и сотни раз
выше подвижности воды и нефти. Подвижность воды в боль-
шинстве случаев, особенно на месторождениях Западной Сибири,
близка к подвижности нефти и лишь в немногих случаях в де-
сятки и сотни раз больше подвижности нефти (высоковязкой
нефти).
Анализ фактических данных показывает, что для условий ме-
сторождений Западной Сибири коэффициент вытеснения нефти
у газа выше в 1,7-2,5 раза, а коэффициент охвата вытеснением у
воды выше в 3-4 раза. Поэтому вполне логично возникло пред-
ложение объединить преимущества газа и воды и исключить их
недостатки. С этой целью надо комбинировать закачку в нагне-
тательные скважины газа и воды: сначала надо закачивать газ и
создавать широкую газовую оторочку (по возможности макси-
мально широкую!), а затем вслед за газом закачивать воду, чтобы
газ обеспечивал по возможности высокий коэффициент вытесне-
ния, а вода обеспечивала достаточно высокий коэффициент охва-
та вытеснением.
Газ вытесняет нефть, когда в нагнетательные закачивают газ и
когда в нагнетательные закачивают воду, но между нефтью и
фронтом воды еще существует газовая оторочка. Газ полностью
вытесняет нефть, но вода неполностью вытесняет газ, вместо ос-
таточной нефти захороняется остаточный газ. Газовая оторочка
постепенно сокращается и, когда она совсем исчезнет, вода всту-
пит в прямой контакт с нефтью, будет ее вытеснять и захоро-
нить.
Как оценить эффективность замены остаточной нефти на ос-
таточный газ? Во-первых, на мировом рынке есть цена 1 т нефти
и 1 тыс. м3 газа, при этом цена нефти примерно в 2 раза выше
цены газа; во-вторых, для замещения 1 т нефти в пласте необхо-
дима 1/3 тыс. м3 газа, получается, что остаточный газ будет в
6 раз дешевле остаточной нефти; газ будет еще дешевле, если от-
85
бирается на соседних близко расположенных газовых залежах и
месторождениях, не вовлеченных в поставки газа в другие рай-
оны и страны; газ может иметь собственное довольно высокое
давление, поэтому для закачки газа в нефтяные пласты нужны
будут одноступенчатые компрессоры со степенью сжатия 3-5,
обладающие необходимой высокой прочностью и по стоимости
близкие к насосам для закачки воды в нефтяные пласты. Это
означает, что при значительном увеличении добычи нефти не
будет значительного увеличения капитальных и текущих затрат
и значительно возрастет экономическая эффективность.
Отметим, что как насосы для закачки воды, так и одноступен-
чатые компрессоры для закачки газа должны быть индивидуаль-
ными, располагаться на кустах скважин вблизи своих нагнета-
тельных, и их параметры должны соответствовать параметрам
нагнетательных и окружающих добывающих скважин. Индиви-
дуальная закачка вытесняющего агента резко повышает эффек-
тивность управления процессом добычи нефти и дополнительно
увеличивает текущую и суммарную добычу нефти.
Третичные методы добычи нефти осуществляют в третью
очередь после вторичных методов на поздней стадии разработки
нефтяных залежей.
Логика классификации методов добычи нефти по американ-
скому образцу: сначала выхватывай легкую добычу нефти и на-
капливай капитал, затем осуществляй долговременную плано-
мерную осаду - применяй систему разработки с поддержанием
пластового давления и закачкой вытесняющего агента, а после
этого, в третью очередь, повышай нефтеотдачу пластов. Это со-
ответствует американским традициям и законам, но не соответ-
ствует нашим традициям и законам. У них владелец участка
земли одновременно является владельцем недр на этом участке,
например, нефтяных залежей, если они оказываются на глубине.
А у нас владельцем всех недр (всех нефтяных залежей и место-
рождений) является государство и оно не отдаст во временное
пользование (в разработку) нефтяные залежи и месторождения
тем, у кого для осуществления рациональной разработки нет не-
обходимых капиталов и необходимой квалификации. Поэтому в
нашей стране как прежде, так и теперь, кроме редких очень бла-
гоприятных случаев, не применяются первичные методы добычи
нефти, сразу применяются вторичные методы, и они должны
обеспечивать достаточно высокую нефтеотдачу пластов. Нет ре-
зона третичные методы отделять от вторичных. Не должно быть
разделения и противопоставления методов добычи нефти и ме-
тодов повышения нефтеотдачи пластов. Хорошие методы добычи
нефти одновременно должны обеспечивать хорошую нефтеотдачу
86
пластов. Именно таким высокоэффективным методом добычи
нефти является представленное здесь газовое заводнение нефтя-
ных пластов. Этот метод особенно необходим на месторождениях
Западной Сибири, где по многим нефтяным пластам коэффици-
ент вытеснения нефти водой очень низкий, равный 0,4-0,5, соот-
ветственно, очень низкий коэффициент нефтеотдачи, равный
0,2-0,3. При применении принципиально нового метода добычи
нефти - газового заводнения - коэффициент вытеснения нефти
возрастет в 1,8-2,2 раза, общие текущие извлекаемые запасы
нефти возрастут в 1,5-2 раза и текущая добыча нефти на многие
годы возрастет в 1,2-1,5 раза. Это будет огромный в масштабах
нашей страны технологический и экономический эффект.
2.5. ГАЗОВОЕ ЗАВОДНЕНИЕ.
ПЕРСПЕКТИВЫ ШИРОКОГО ПРОМЫШЛЕННОГО
ПРИМЕНЕНИЯ
Газовое заводнение применимо на нефтяных месторождениях с
внутриконтурным воздействием; оно начинается с закачки газа
высокого давления и создания широкой газовой оторочки; вслед за
газом закачивают воду. Газ обеспечивает максимальный коэффи-
циент вытеснения нефти, а вода обеспечивает высокий коэффи-
циент охвата вытеснением; вместе они обеспечивают высокий
коэффициент нефтеотдачи. На месторождениях Западной Сиби-
ри газовое заводнение может в 1,5-2 раза увеличить нефтеотда-
чу пластов и извлекаемые запасы нефти. Для газового заводнения
может быть использован газ газовых залежей и применены одно-
ступенчатые компрессоры, увеличивающие давление газа в 3~
5 раз. Газовое заводнение - это интеллектуальный способ разра-
ботки, требующий постоянного контроля и оптимизации работы
всех скважин и обеспечивающий высокую экономическую эффек-
тивность.
Газовое заводнение состоит в следующем: сначала в нагнета-
тельные скважины закачивают газ, создают широкую газовую
оторочку, по возможности максимально широкую, а затем зака-
чивают воду. Когда закачивают газ, газ вытесняет нефть со
100%-ным коэффициентом вытеснения; газ прекращают закачи-
вать в нагнетательную скважину, когда он появился в окружаю-
щих добывающих скважинах и газовый фактор возрос до задан-
ной предельной величины, например, до 1000 м3 на 1 т нефти.
После газа в нагнетательную скважину закачивают воду, вода
вытесняет газ, газ вытесняет нефть, тоже со 100%-ным коэффи-
циентом вытеснения. Вода частично вытесняет газ, а частично
87
его захороняет, постепенно газовая оторочка сокращается и, ко-
гда газовая оторочка, отделяющая воду от нефти, исчезает и за-
качиваемая вода вступает в прямой контакт с нефтью, заверша-
ется I цикл с газовым заводнением. Далее вместо 100%-ного ко-
эффициента вытеснения нефти газом будет действовать коэффи-
циент вытеснения нефти водой, например, равный 50 %.
Далее будет II цикл. Как и в I цикле, в 1-й период будет за-
качка газа, а во 2-й период будет закачка воды. В 1-й период II
цикла газ вытесняет воду, вода вытесняет нефть, но частично
вытесняет, а частично захороняет, как при обычном заводнении,
образуется остаточная нефть. Во 2-й период II цикла закачивают
воду, вода вытесняет газ, газ вытесняет впереди расположенную
воду, освобождает захороненную остаточную нефть и смешивает-
ся с ней, вслед идущая закачиваемая вода захороняет смесь
нефти и газа, уменьшая величину остаточной нефти. После
I цикла может быть II цикл, ещё могут быть III и IV, всё зави-
сит от показателя неравномерности вытеснения нефти и от эко-
номики.
Во II и последующих циклах коэффициент вытеснения уже
не будет 100%-ным, а будет каким-то промежуточным между ко-
эффициентом вытеснения нефти водой, например, равным 50 %,
и 100%-ным коэффициентом вытеснения нефти газом.
Приведем пример, показывающий преимущество газового за-
воднения перед чередованием закачки воды и газа и перед обыч-
ным заводнением.
Пусть показатель неравномерности вытеснения нефти в добы-
вающую скважину равен V2 = 0,667, который остается одинако-
вым во всех трех вариантах вытеснения.
Пусть коэффициент вытеснения:
нефти водой равен К3 = 0,5,
нефти газом равен Кя = 1,0.
Пусть коэффициент сетки, учитывающий влияние плотности
сетки скважин, одинаковый во всех трех вариантах и равный Кс =
= 0,9.
При газовом заводнении относительный отбор расчетной
жидкости в долях подвижных запасов нефти за 1-й период
I цикла равен F = 0,0,3061, за оба периода I цикла равен F =
= 2 0,3061 = 0,6122, за первые два цикла к концу II цикла F-
= 2 0,6122 = 1,2244, к концу III цикла F= 3-0,6122 = 1,8366 и к
концу IV цикла F = 4-0,6122 = 2,4488. При этом коэффициент
использования подвижных запасов нефти равен:
• к концу 1-го периода I цикла Кэ = 0,3016;
• к концу 2-го периода - к концу I цикла К3 = 0,5295;
• к концу II цикла К3 = 0,7490;
88
• к концу III цикла Кэ = 0,8400;
• к концу IV цикла К3 = 0,8875.
Пусть начальная нефтенасыщенность равна рн = 0,6, остаточ-
ная нефтенасыщенность при вытеснении нефти водой рон = 0,3;
при газовом заводнении объемная доля газа А = 0,5; пусть коэф-
фициент различия физических свойств нефти и вытесняющего
агента равен р0= 1,2.
При этом коэффициент вытеснения для второго и последую-
щих циклов определяется по следующей формуле:
Ров» .
Р„ ’
1 + ₽1!----Рон . д .
Ров
Результаты расчетов:
= °, 3 • -f—у-------Г----
1 + 0,5- 1 + |-^-1|-1,2
\ .3 J
F 0,6122 1,2244 1,8366 2,4488
к3 0,5295 0,7490 0,8400 0,8876
К, 1,0 0,734 0,774 0,804
В итоге при газовом заводнении
Кю • К3 = 1 • 0,5295 + 0,734 • (0,7490 - 0,5295) +
+ 0,774 • (0,8400 - 0,7490) + 0,804 • (0,8876 - 0,8400) =
= 0,5295+-0,2698 = 0,7993;
при обычном заводнении
КпК3 = 0,5 0,8876 = 0,4438,
0 7993
что меньше, чем при газовом заводнении в —-----= 1,8011 раза.
0,4438
При частом чередовании закачек воды и газа объемную долю
газа обычно принимают равной А = 0,3, тогда коэффициент вы-
теснения равен
89
кв=1-
Рон*
Зон- =0,3-
1 + 0,3-
2,4488 1 2
0,8876 ’
= 0,1552;
^03552 =0 7414;
0,6
учтем коэффициент использования подвижных запасов нефти
К -К3 = 0,7414-0,8876 = 0,6580,
0 7993
что меньше, чем при газовом заводнении в —----= 1,2147 раза и
0,6580
больше, чем при обычном заводнении в °’6580 = 1,48 26 раза.
0,4438
Итак, при коэффициенте вытеснения нефти водой Къ потен-
циальное увеличение нефтеотдачи пластов при газовом заводне-
нии по сравнению с обычным заводнением в — раза, реальное
увеличение нефтеотдачи пластов в vQ = раза
К, 0,333 0,4 0,5 0,6 0,667
VQ 2,7 2,25 1,8 1,5 1,35
Итак, применительно к нефтяным месторождениям Западной
Сибири, по которым коэффициент вытеснения нефти водой ко-
леблется от 0,6 (это максимум) до 0,4 и даже 0,3, применение
вместо обычного заводнения газового заводнения приведет к
увеличению нефтеотдачи пластов в 1,5-2 раза. Тогда 6 млрд т
извлекаемых запасов нефти превратятся в 9-12 млрд т, как буд-
то геологические запасы нефти с 20 млрд т увеличились до 30-
40 млрд т, т.е. возросли на 10-20 млрд т, хотя они (геологиче-
ские запасы нефти) не увеличились! Повторим, что в рассматри-
ваемых условиях переход от обычного заводнения к газовому
заводнению равносилен дополнительной разведке 10-20 млрд т
геологических запасов нефти!
Где нельзя применять газовое заводнение? - на малых нефтя-
ных площадях, разработку которых осуществляют без внутри-
контурного воздействия, на естественном режиме за счет естест-
90
венного законтурного заводнения, благодаря притоку воды из
внешней законтурной водоносной области.
Не следует смело утверждать, что вообще нельзя применять
газовое заводнение, если поблизости нет газовых залежей, кото-
рые дают необходимый газ. На мировом рынке 1 т нефти вдвое
дороже 1000 м3 газа. А такое количество газа 1000 м3 в пласто-
вых условиях заменяет 2-3 т нефти. Значит, 1 т нефти в 4-6 раз
дороже замещающего её газа. Остаточная нефть в 4-6 раз дороже
остаточного газа! Поэтому общая перспектива для применения
газа не ограничена.
Но нас интересует ближайшая перспектива, когда применение
газа можно осуществлять с минимальными экономическими за-
тратами и без промедления.
Для этого необходимо, чтобы на самом месторождении или
поблизости была газовая залежь с начальным пластовым давле-
нием 100-120 ат и больше. Это природное давление надо беречь,
чтобы одноступенчатым компрессором повышенной прочности со
степенью сжатия 3-5 давление 80-120 ат повышать до 300-
400 ат. Такие компрессорные установки по стоимости будут
близки к насосным установкам, размещаемым на кустах скважин
рядом с нагнетательными. Производительность и давление на-
гнетания у таких компрессорных установок должны соответство-
вать работе окружающих скважин, чтобы закачка вытесняющего
агента соответствовала их добыче жидкости.
Коэффициент нефтеотдачи пластов можно себе представить в
виде произведения коэффициента вытеснения и коэффициента
охвата вытеснением или подробнее в виде произведения трех
коэффициентов: вытеснения, сетки и использования подвижных
запасов. Первые два коэффициента (вытеснения и сетки) из гео-
логических запасов нефти выделяют подвижные запасы, а третий
коэффициент показывает долю извлечения этих подвижных за-
пасов. Коэффициент сетки зависит от плотности сетки скважин
(чем больше скважин - чем больше плотность сетки скважин,
тем он больше) и от прерывистости и зональной неоднородности
нефтяных пластов, от шага изменяемости коллекторских свойств
пластов, и не зависит от свойств вытесняющего агента, поэтому
применяется одинаковым при обычном заводнении и газовом
заводнении и при закачке только газа.
Невысокий и низкий коэффициент вытеснения нефти водой
получается из-за взаимной нерастворимости нефти и вытесняю-
щей воды, возникновения на их контакте поверхностных сил и
микронеоднородности пористой породы, превращения поверхно-
стных сил в значительные капиллярные давления и градиенты
капиллярного давления, которые захороняют часть нефти, пре-
91
вращая ее в остаточную нефть. Только по этой причине на неф-
тяных месторождениях от одной трети до двух третей нефти ока-
зывается потерянной.
Нефть и газ, особенно при давлении выше давления насыще-
ния, взаиморастворимы, на их контакте не возникают поверхно-
стные силы, капиллярные давления и градиенты капиллярного
давления, и не захороняют остаточную нефть. Поэтому коэффи-
циент вытеснения нефти газом максимально возможный.
Коэффициент использования подвижных запасов нефти зави-
сит от показателя неравномерности вытеснения нефти в типич-
ную добывающую скважину, учитывающего послойную неодно-
родность пластов по проницаемости и геометрическую неравно-
мерность фильтрационного потока, обусловленную геометрией
сетки скважин, также зависит от показателя различия физиче-
ских свойств (подвижностей) нефти и вытесняющего агента и от
предельной максимальной доли вытесняющего агента в дебите
добывающей скважины, а это прямо связано с экономикой, с
экономическими затратами на приготовление вытесняющего
агента. Очень велико соотношение подвижностей газа и нефти,
оно составляет многие десятки и сотни раз. Серьезные экономи-
ческие затраты необходимы на приготовление газа высокого дав-
ления - на повышение его давления в несколько сотен раз.
Поэтому обычно коэффициент использования подвижных за-
пасов нефти при закачке газа невелик, например, равный 0,3. А
при закачке воды этот коэффициент бывает равным 0,8—0,9.
Примем здесь равным 0,9. Тогда коэффициент нефтеотдачи пла-
стов получается равным:
• при закачке воды
Кно =КВ Кс К3 = 0,5-0,9-0,9 = 0,405;
• при закачке газа
Кно = 1,0-0,9-0,3 = 0,270.
В рассмотренном примере преимущество закачки воды по
0,405 , _
сравнению с закачкой газа в ---= 1,5 раза.
0,270
Вообще преимущество закачки воды по сравнению с закачкой
газа в нашей стране было установлено опытным путем давно,
около 1950 г., как только началось широкомасштабное примене-
ние закачки воды на всех новых вводимых в разработку крупных
и крупнейших нефтяных месторождениях.
Для справки. Способ поддержания пластового давления и уве-
личения добычи нефти путем закачки воды в нефтяные пласты
92
изобрели в США около 1900 г., но там он очень медленно вхо-
дил в промышленное применение, считался вторичным для до-
полнительного увеличения нефтеотдачи пластов. Спустя 50 Лет в
1953 г. в США за счет закачки воды добывали менее 20 % годо-
вой добычи нефти.
Исторически в нашей стране воздействие на нефтяные пласты
начиналось с закачки газа. А закачка воды началась около 1950 г.
и в широких масштабах осуществлялась по всем новым крупным
нефтяным месторождениям. И к 1970 г. по объему применения
заводнения наша страна намного обогнала США и стала передо-
вой по добыче нефти.
Итак, опытным путем установили, что закачка воды по срав-
нению с закачкой газа более просто обеспечивает более высокую
нефтеотдачу пластов, но неправильно объяснили полученный
результат; как будто при закачке газа более низкий коэффициент
нефтеотдачи получился из-за более низкого коэффициента вы-
теснения, а не коэффициента охвата вытеснением. А поэтому
был предложен новый способ разработки нефтяных пластов пу-
тем закачки газа очень высокого давления в состоянии смесимо-
сти с нефтью, когда заведомо коэффициент вытеснения является
максимальным 100%-ным. Замечательно, что французы в Алжире
в пустыне Сахара на месторождении Хасси-Мессауд провели
крупный промышленный эксперимент по применению этого спо-
соба. Результат оказался непредвиденно негативным. Хотя коэф-
фициент вытеснения был заведомо максимальным, коэффициент
нефтеотдачи оказался меньше, чем при закачке воды. Как и пре-
жде меньше! Значит, и прежде виноватым был не коэффициент
вытеснения, а коэффициент охвата вытеснением. При закачке
газа по сравнению с закачкой воды коэффициент вытеснения
был в 1,5 раза больше, но коэффициент охвата вытеснением был
в 2-3 раза меньше. Тогда, в 1969 г. в связи с проектированием
разработки месторождения Хасси-Мессауд, у нас возникла идея
соединить преимущества газа и воды и исключить их недостатки;
с этой целью нами был запроектирован вариант разработки ме-
сторождения с газовым заводнением.
Эффективность закачки только газа без последующей закачки
воды тоже возможна, если недалеко от крупного нефтяного ме-
сторождения находится крупное газовое месторождение с газом
высокого давления. Так, недалеко от гигантского нефтяного ме-
сторождения Хасси-Мессауд находится тоже гигантское газовое
месторождение Хасси-Р'Мель. На расстояние около 300 км надо
было транспортировать газ, сохраняя его высокое природное
давление. Вообще-то, газ месторождения Хасси-Р'Мель транс-
портировался дальше из пустыни Сахара на берег Средиземного
93
моря, по пути проходя через нефтяные пласты месторождения
Хасси-Мессауд. Тогда практически снимается проблема дорого-
визны повышения давления газа и ограничения газового фактора
в добывающих скважинах и снижения коэффициента охвата пла-
стов вытеснением. Такие тандемы газовых и нефтяных месторо-
ждений возможны и в нашей стране в Западной Сибири и дру-
гих нефтегазодобывающих регионах.
Теперь ясно, как применить газовое заводнение на нефтяных
месторождениях, которые только вводятся в разработку. А на
месторождениях, которые частично уже введены в разработку,
ясно, как применить газовое заводнение на остальной части, а на
уже разрабатываемой части возможно чередование закачки воды
и газа. По уже разработанным и полностью завершенным разра-
боткой месторождениям тоже возможно чередование закачки газа
и воды. За счет увеличения коэффициента вытеснения возможно
существенное увеличение нефтеотдачи.
Но при повторной разработке уже разработанных нефтяных
месторождений с достигнутой нефтеотдачей 0,2-0,3, кроме уве-
личения коэффициента вытеснения в 1,5-2 раза, возможно еще
увеличение коэффициента сетки и коэффициента использования
подвижных запасов нефти, например, за счет бурения новых
скважин и смены направления вытеснения нефти. Если нефтеот-
дача пластов будет значительно увеличена с 0,2-0,3 до 0,4-0,6, то
это вполне оправдает бурение новых сеток скважин.
Проявленный здесь оптимизм прямо связан с тем, что в За-
падной Сибири очень много крупных месторождений маловязкой
нефти.
На месторождениях нефти повышенной и высокой вязкости в
чередовании закачек газа и воды саму закачку воды придется
заменять на чередование закачки воды и небольшой части (10 %)
добытой и дегазированной высоковязкой нефти или даже на за-
качку добытой высоковязкой нефти.
Эти и другие усовершенствования технологии разработки
нефтяных месторождений вполне обоснованы, если позволяют
экономически эффективно радикально в 1,5-2-3 раза увеличить
добычу нефти.
В Российской инновационной топливно-энергетической ком-
пании (РИТЭК) на Восточно-Перевальном месторождении с ма-
лопродуктивными малопроницаемыми нефтяными пластами за-
проектировано, принято и практически осуществляется газовое
заводнении. В течение продолжительного времени подтверждено,
что эта принципиально новая технология технически вполне
осуществима. Кстати, на месторождении Хасси-Мессауд нефтя-
ные пласты тоже малопроницаемые со средней проницаемостью
94
около 5 миллидарси. На Восточно-Перевальном месторождении
используется собственный газ из сеноманских отложений. Около
20 мес. не было того, чего очень боятся: прорыва газа в окру-
жающие добывающие скважины.
В заключение надо особо отметить, что газовое заводнение -
это новое сочетание известных деталей (нефть, высоковязкая
нефть, вода, газ высокого давления, одноступенчатые компрессо-
ры с высоким входным давлением 100-200 ат и высоким выход-
ным давлением 300-400 ат) и это принципиально новая интел-
лектуальная технология, для успешного осуществления которой
регулярно необходима в большом объеме достоверная информа-
ция о работе скважин и их гидродинамических исследованиях. И
совершенно необходимо высокое качество бурения и обустройст-
ва всех скважин.
2.6. ВАРИАНТ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ
ПУТЕМ ГАЗОВОГО ЗАВОДНЕНИЯ
Рассматриваемое нефтегазоконденсатное месторождение, от-
крытое давным-давно, 40 лет назад, одновременно с самыми пер-
выми месторождениями Западной Сибири, до сих пор не введено
в полноценную разработку. Это вполне объяснимо уникальной
сложностью рассматриваемого месторождения, которое содержит
144 залежи в 54 продуктивных пластах. По состоянию на
01.01.02 запасы нефти подсчитаны по 137 залежам по 73 под-
счетным объектам. На рассматриваемом месторождении имеются
два купола - Восточный и Западный, основным является Вос-
точный, на долю которого приходится 58 подсчетных объектов, в
их числе 47 объектов содержат нефть и нефть со свободным га-
зом газовых шапок и 11 объектов - только свободный газ.
Доля Восточного купола в геологических запасах всего место-
рождения: нефти категории B+Ci - 5,9 + 439,8 = 445,7 млн т или
97,3 %; нефти категории С2 - 158,0 млн т или 71,4 %; свободного
газа по категории Cj - 28317 млн н.м3 или 84 % и свободного
газа по категории С2 - 13469 млн н.м3 или 64,6 %.
Свободного газа приходится на 1 т нефти геологических запа-
сов 69,2 н.м3 и на 1 т нефти извлекаемых запасов 273,2 н.м3.
На Восточном куполе месторождения выделено всего 9 экс-
плуатационных объектов. Применение газового заводнения рас-
смотрено по 7-му объекту.
По варианту разработки 7-го эксплуатационного объекта при
обычном заводнении установлены следующие проектные техно-
логические показатели:
95
1. Плотность сетки скважин 21,6 га/скв.
2. Проектный уровень добычи нефти 2,499 млн т/год.
3. Год выхода на проектный уровень 2015; продолжительность
проектного уровня 1 год.
4. Проектный уровень добычи жидкости 6,445 млн м3/год.
5. Проектный уровень добычи газа 117,9 млн н.м3/год.
6. Проектный уровень закачки воды 7,3 млн м3/год.
7. Фонд скважин за всё время разработки всего 227, в том
числе добывающих 173, нагнетательных 54.
8. Фонд скважин бурения всего 198, в том числе добывающих
147, нагнетательных 51.
9. Накопленная добыча за проектный период:
• нефти 34,561 млн т;
• жидкости 247,238 млн т;
• свободного газа 1912,6 млн н.м3;
• конденсата 0,253 млн м3.
10. Накопленная добыча с начала разработки:
• нефти 36,075 млн т;
• жидкости 249,384 млн т;
• свободного газа 19831 млн н.м3;
• конденсата 0,253 млн м3.
11. Конечный коэффициент нефтеотдачи 0,285.
В целом по всем объектам месторождения конечный коэффи-
циент нефтеотдачи равен 0,267 (см. табл. 2.7, 2.8, 2.9).
Таблица 2.7
Физико-химические свойства нефти по пластам 7-го эксплуатационного
объекта
Пласт Пластовое давление, ат Давление насыщения, ат Газосодер- жание, м3/т Объемный коэффициент Плотность сепари- рованной нефти, т/м3
БП^-‘ 209 88 77,0 1,19 0,859
БП})-2 211 104 82,4 1,20 0,865
БЩН 212 125 149,7 1,32 0,844
БП, 216 133 101,8 1,28 0,850
БП®-3 220 171 102,9 1,27 0,842
БП2 216 142 109,7 1,21 0,850
бп4 231 230 125 180 137,7 1,37 0,846
96
Продолжение табл. 2.7
Пласт Вязкость пластовой нефти, сП Глубина залегания, м Эффективная толщина, м Расчлененность Толщина слоя, м
БП^‘ 3,63 2039 2,9 2,7 1,074
БП{,-2 3,00 2046 3,8 4,3 0,884
БП^1 2,40 2062 3,7 4,1 0,902
БП( 2,23 2090 6,6 11,6 0,569
БП®-3 2,63 2152 2,4 2,6 0,923
БП| 1,78 2169 8,2 9,6 0,854
бп4 1,53 2214 5,4 5,7 0,947
Е 33,0 40,6 0,813
Таблица 2.8
Результаты гидродинамических исследований скважин
рассматриваемого месторождения
Пласт Номер скважины Глубина, м Эффектив- ная толщи- на, м Коэффи- циент про- дуктив- ности, м3/(сутат) Удельный ко- эффициент про- дуктивности, мУ(сутатм) Дата
ПК18 429 1768 3,0 1,36 0,453 02.91
3304 1569 3,0 0,08 0,027 07.00
4282 1582 0,5 3,60 0,400 06.02
4370 1591 6,0 0,22 0,037 01.00
102 1940 3,8 8,00 2,105 07.01
А115 104 2063 9,2 4,88 0,530 06.02
117 1927 6,9 4,73 0,686 07.00
БПо 214 2157 3,5 3,55 1,014 07.01
БП! 312 2236 2,0 0,80 0,400 06.00
435 2312 6,0 3,57 0,595 07.01
БП^ 429 2686 7,0 7,79 1,113 07.90
416 2448 4,0 6,72 1,680 08.00
456 2394 7,2 3,28 0,456 06.02
682 2381 7,4 4,00 0,541 08.00
2509 2516 8,0 0,52 0,065 12.01
3234 2395 9,0 5,80 0,644 06.02
3266 2342 5,6 0,52 0,093 03.00
3267 2391 7,2 1,07 0,149 04.00
3297 2395 6,4 3,21 0,502 02.00
3299 2363 4,0 1,77 0,443 05.00
3330 2385 5,8 0,51 0,088 03.00
3331 2415 5,0 0,50 0,100 11.01
3363 2470 5,2 1,54 0,296 06.04
12317 2588 9,0 1,80 0,200 09.00
97
Продолжение табл. 2.8
Пласт Номер скважины Глубина, м Эффектив- ная толщи- на, м Коэффи- циент про- дуктив- ности, м3/(сутат) Удельный ко- эффициент про- дуктивности, м3/(сутат-м) Дата
БП1 12335 2588 6,6 1,59 0,241 09.00
12337 2555 8,6 1,68 0,195 12.00
12376 2539 3,0 0,59 0,197 09.00
БП7 159 2486 2,0 1,11 0,555 06.95
622 2440 3,0 4,55 1,517 06.00
604 2462 4,5 2,79 0,620 08.00
БП? 606 2450 5,0 3,43 0,686 07.01
бп8 158 2460 4,8 0,53 0,110 05.01
206 2560 9,0 3,60 0,400 07.01
456 2394 7,2 3,28 0,456 08.00
Среднее значение 5,81 2,73 0,517
ПК18 пи = 4, Пер = 1,32, zcp = R | = 0,229, Д2 = ±0,470
АПд пя = 3, т|Ср = 5,87, 2ср =1,107, Д2 = ±0,543
БПо + BITj Пи = 3, ПсР = 3,83, zcp = 0,670, Д2 = ±0,543, Vh2 = 0,319
БГ1‘ Пи = 17, Пер = 2,52, zcp = 0,407, Д2 = ±0,228, V2 = 0,617
БП; + БП72 + БП‘ ии = 7, Пер = 2,76, гср = 0,621, Д2 = ±0,355, V2=0,835.
Таблица 2.9
Запасы нефти 7-го объекта по категории С1+С2 на государственном балансе
Пласты Геологические запасы, млн т Извлекаемые запасы, млн т Коэффициент нефтеотдачи
БП^1 7,66 1,64 0,214
БП|Г2 14,38 3,10 0,216
БП2-1 13,86 3,02 0,218
Bng-2 1,39 0,30 0,216
БП1 32,60 7,12 0,218
п^-3 7,61 1,26 0,166
БП1 35,42 7,32 0,207
БП< 13,68 3,36 0,246
Сумма 126,60 27,12 0,214
При обычном заводнении проектный коэффициент нефтеот-
дачи равен 0,285, т.е. увеличен в = 1,332 раза.
98
Расчет процесса разработки 7-го объекта рассматриваемого
месторождения при применении газового заводнения
Но сначала сделаем расчеты двух вариантов разработки 7-го
объекта при обычном заводнении: первый из них - при сохране-
нии существующей негерметичности скважин и существующего
значительного притока посторонней воды, как будто это явление
природное, не связанное с качеством бурения и цементирования
скважин; второй вариант - с постепенным устранением негерме-
тичности у существующих и новых скважин, с прекращением
значительного притока посторонней воды из соседних водяных
слоев и пластов.
Исходные данные
Средний коэффициент продуктивности скважины по нефти
принимаем равным т|ср = 2,73 м3/(сут-ат) и цср = 2,73-0,85
т/(сут-ат).
Зональную неоднородность нефтяных пластов по продук-
тивности принимаем равной УА2 =0,667.
На глубине 2200 м забойное давление добывающих скважин
180 ат, а забойное давление нагнетательных скважин может быть
в пределах от 440 ат до 480 ат.
Соотношение подвижностей закачиваемой воды и нефти в
пластовых условиях при коэффициенте вытеснения нефти водой
К„ = 0,40 равно
щ • К1;5 = • 0,41,5 = 0,607.
Нв 1,0
Коэффициент уменьшения фильтрационной способности
нефтяных пластов из-за их зональной неоднородности по про-
дуктивности
1
£ = 1 = 1 = 0 750
S 1 + 0,5-V^2 1 + 0,5 0,667 '
Давление на забое нагнетательных скважин устанавливается
в зависимости от пластового давления Рпл = 220 ат при забойном
давлении добывающих скважин Рс = 180 ат и проектном соот-
ношении добывающих и нагнетательных скважин т = =
3,2037 = 3,2
•I* 99
Рсн=Рпл/1 + _^п_1-Рс._^_ =
H.-Пн
=220 (‘+те) -180 те =430-873 s 430 ат-
Амплитудный дебит нефти на 1 скважину проектной сетки
равен
5 =---,430-180 ,-----.0,750 =
4 1 । 1 1 + т ’ 1 , 1 1 + 3,2
т]н ц» т • т| 2,3 • 0,607 3,2 • 2,3
= 52,3885 = 50 т/сут,
при числе дней работы скважины в году т = 330 сут/год ампли-
тудный дебит нефти 1 проектной скважины равен
<yj = 330 • 50 = 16500 т/год = 0,0165 млн т/год.
Коэффициент различия физических свойств нефти и вытес-
няющей воды, средний за все время разработки нефтяных пла-
стов, равен
(1о=1-(1 + И.) Ь..6 = > (1 + 0,607) ^ 1,28 =1,2288 = 1,23,
I Н
принимаем равным ц. = 1.
Определение характеристики использования подвижных за-
пасов нефти К3 и F от предельной доли агента (воды) в дебите
жидкости добывающей скважины при неравномерности вытесне-
ния нефти в скважину V2 = 1,000 и предельной доли агента А =
= 0,950.
Для этого была использована таблица 9 Приложения [10].
А = 0,950, К = 0,843, F = 2,857.
Определение корректирующих знаменателей для рассматри-
ваемых условий:
- для динамики добычи нефти
f 2,857
„ „ F~K3 , . 2,857-0,843
8 = 1-(1-А) = 1-(1-0,95) =0,9857,
- для динамики добычи жидкости
100
К3 0.843
F-K3 2,857-0,843
б = 1-(1-А) =1-(1-0,95) =0,7146.
Начальные извлекаемые запасы нефти на 1 проектную
скважину при обычном заводнении
Qi = -0,285 = 0,15895 = 0,159 млн т
"о
и с учетом корректирующего знаменателя
, 0,159
0 0,9857
= 0,1613 млн т.
Годовой темп отбора извлекаемых запасов нефти
0,0165
0,1613+0,50,0165
= 0,0973164 = 0,0973 1/год.
Уравнение добычи нефти
г/0 = / •[ Qo • по^ - । = 0,0973 •[ 0,1613- |млн т/год.
\ <=1 J \ i=i )
При увеличении дебитов и извлекаемых запасов жидкости в
(1 + ев) = (1 + 0,5) раз за счет посторонней воды, не участвую-
щей в вытеснении нефти, поступающей из соседних водяных
слоев и пластов, начальные извлекаемые запасы жидкости на
1 проектную скважину становятся равными
<21-о = Й —(1 + ев) = 0,159-^^ -^Д- = 1,131 млн т.
К3 5f V 7 0,843 0,7146
Годовой темп отбора извлекаемых запасов жидкости оказы-
вается равным
/,.=----&---=-------°’0.165------------= 0,02164 1/год.
Gfo+- <7o 0,159 ^^--—-— + 0,5 0,0165
2 40 0,843 0,7146
Уравнение добычи жидкости
= h f<2го • по} -= 0,02164 • 1,131 - млн т/год.
\ i=l J \ i=t J
Текущая обводненность отбираемой жидкости
(0
= 1 -
101
Текущая годовая закачка воды
qP = Яр + Я^ ‘ _ 1) = Яр + Я^ ' 0,506 млн м3/год.
В представленных табл. (2.10, 2.11) двух вариантов разработ-
ки 7-го объекта при обычном заводнении при наличии значи-
тельной негерметичности скважин и при устранении негерметич-
ности: Ди0 - годовое число пробуренных скважин; - число
скважин, пробуренных и введенных в работу к середине t-ro го-
да; - введенные в разработку к середине t-ro года на-
чальные извлекаемые запасы нефти, млн т; - годовой отбор
нефти в t-м году, млн т; ~ накопленный отбор нефти к
<=1
концу t-ro года, млн т; QlF0 и„£) - введенные в разработку к сере-
дине t-ro года начальные извлекаемые запасы жидкости, млн т;
qP - годовой отбор жидкости в t-м году, млн т; ^qP ~ накоп-
i=i
ленный отбор жидкости к концу t-ro года, млн т; - обвод-
ненность отбираемой жидкости в долях; qP - закачка воды в
t-м году, млн м3. В варианте с устранением негерметичности
скважин (с уменьшением (1 + 8в) с 1,5 до 1,0) показано исклю-
чение посторонней воды.
Краткие выводы по представленным двум вариантам разра-
ботки с обычным заводнением:
1. Получено вполне удовлетворительное согласие с уже имею-
щимся в Генеральной технологической схеме вариантом раз-
работки с обычным заводнения. Это согласие совершенно необ-
ходимо, чтобы перейти к варианту разработки с газовым завод-
нением.
2. Представленные два варианта разработки с обычным завод-
нением одинаковы по бурению скважин, вводу начальных извле-
каемых запасов нефти, по годовым и накопленным отборам неф-
ти, но различны по годовым и накопленным отборам жидкости.
В первом из вариантов сохраняется фактическая большая не-
герметичность скважин (из-за плохого цементажа заколонного
пространства и большого поступления воды из соседних водяных
слоев и пластов); считается, что нынешнее состояние продолжит-
ся в будущем. В этом первом варианте по сравнению со вторым
102
Таблица 2.10
Вариант разработки 7-го объекта при обычном заводнении с учетом негерметичности скважин и посторонней воды
t год 4’ <7(° 1=1 Qfo «Г 4° . <=| В<‘>
2009 29 1,514 2,146
2010 48 53 8,549 0,685 2,199 59,943 1,251 3,397 0,452 1,598
2011 97 125 20,163 1,748 3,946 141,375 2,986 6,383 0,415 3,870
2012 53 200 32.260 2,755 6,701 226,200 4,757 11,139 0,421 6,151
2013 227 36,620 2,911 9,612 256,737 5,315 16,454 0,452 6,788
2014 227 36,620 2,628 12,240 256,737 5,200 21,654 0,495 6,529
2015 227 36.620 2,372 14,612 256,737 5,087 26,741 0,534 6,287
2016 227 36,620 2,141 16,754 256,737 4,977 31,718 0,570 6,0t>0
2017 227 36.620 1,933 18,687 256,737 4.869 36,588 0,603 5,847
2018 227 36,620 1,745 20,432 256,737 4,764 41,352 0,634 5,647
2019 227 36,620 1,575 22,007 256,737 4,661 46.013 0,662 5,458
2020 227 36,620 1,422 23,429 256,737 4,560 50,573 0,688 5,279
2021 227 36,620 1,284 24,712 256,737 4,461 55,034 0,712 5,111
2022 227 36,620 1,159 25,871 256,737 4,365 59,399 0,734 4,951
2023 227 36.620 1,046 26,917 256,737 4,270 63,669 0,755 4,799
2024 227 36,620 0,944 27.861 256,737 4,178 67.847 0,774 4,656
2025 227 36,620 0,852 28,713 256,737 4,088 71,935 0,792 4,519
2026 227 36,620 0,769 29,482 256,737 3,999 75,934 0,808 4,388
2027 227 36.620 0,694 30,177 256,737 3,913 79,847 0,823 4,264
2028 227 36,620 0,627 30,804 256,737 3,828 83,674 0,836 4,145
2029 227 36,620 0.566 31,370 256,737 3,745 87,420 0,849 4,031
о
Таблица 2.11
Вариант разработки 7-го объекта при обычном заводнении при устранении негерметичности скважин
t ГОД Дл0 Я ... <7(,) 1=1 oh* «4° 4F 1-1 В(') «Г
2010 48 53 1,50 8.549 0,685 2,199 59.943 1,251 3397 0,452 1,598
2011 97 125 1,30 20,163 1,748 3,946 122.525 2.573 5,970 0,321 3,457
2012 53 200 1,10 32.260 2,755 6.701 165,880 3.454 9,424 0,202 4,851
2013 227 1,00 36,620 2,911 9,612 171,158 3,493 12,918 0,167 4,966
2014 227 1,00 36,620 2,628 12,240 171,158 3,418 16,336 0,231 4,747
2015 227 1,00 36.620 2,372 14,612 171,158 3,344 19,680 0,291 4,544
2016 227 1,00 36,620 2,141 16,754 171,158 3,272 22,952 0,346 4,355
2017 227 1,00 36,620 1,933 18,687 171,158 3,201 26,153 0,396 4,179
2018 227 1,00 36.620 1.745 20,432 171,158 3,132 29,285 0,443 4,015
2019 227 1,00 36,620 1,575 22,007 171,158 3,064 32,350 0,486 3,861
2020 227 1,00 36,620 1,422 23.429 171,158 2,998 35,348 0,526 3,717
2021 227 1,00 36.620 1,284 24.712 171,158 2,933 38,281 0,562 3,583
2022 227 1,00 36.620 1,159 25,871 171,158 2.870 41,151 0,596 3,456
2023 227 1,00 36,620 1,046 26,917 171,158 2,808 43,960 0,627 3,337
2024 227 1,00 36,620 0,944 27.861 171,158 2,747 46,707 0,656 3,225
2025 227 1,00 36,620 0,852 28.713 171,158 2,688 49.395 0,683 3,119
2026 227 1,00 36,620 0,769 29.482 171,158 2,630 52,025 0,708 3,019
2027 227 1,00 36,620 0,694 30,177 171,158 2,573 54,599 0,730 2,924
2028 227 1,00 36,620 0,627 30.804 171,158 2,518 57,116 0,751 2.835
2029 227 1,00 36,620 0,566 31,370 171,158 2,463 59,580 0,770 2,749
вариантом из-за поступления посторонней воды, не принимав-
шей участие в вытеснении нефти, отбор воды вдвое больше
87,42-31,37
59,58-31,37
= 1,9869 = 2.
По первому варианту экономические затраты на дополни-
тельный отбор 28 млн м3 воды значительно больше экономиче-
ских затрат на проведение ремонтно-изоляционных работ во всех
227 проектных скважинах.
По второму варианту принято, что за время разбуривания и
ввода в разработку по рассматриваемому 7-му объекту (за 3-
4 года) по всем уже существующим скважинам полностью устра-
няются негерметичность и поступление посторонней воды.
Теперь переходим к расчету варианта разработки 7-го объекта
путем газового заводнения.
Газовое заводнение состоит из нескольких циклов; в рассмат-
риваемом случае - из трех циклов. Существенным отличием га-
зового заводнения является I цикл с фронтальным вытеснением
нефти газом с максимальным коэффициентом вытеснения. В
1-й период I цикла в нагнетательные скважины закачивают газ,
который вытесняет нефть в окружающие добывающие скважины.
1-й период завершается, когда в добывающих скважинах, окру-
жающих нагнетательную, обнаруживается заданный увеличенный
газовый фактор GK. Тогда нагнетательную скважину, от которой
произошел прорыв газа, переводят под закачку воды. В нагнета-
тельную скважину закачивают воду, вода вытесняет газ, а газ
вытесняет нефть. Но вода не полностью вытесняет газ (коэффи-
циент вытеснения газа такой же, как коэффициент вытеснения
нефти, конкретно по рассматриваемому месторождению Къ = 0,4).
Созданная в 1-м периоде широкая газовая оторочка во 2-м пе-
риоде постепенно сокращается и в конце 2-го периода I цикла
исчезает, и вода вступает в прямой контакт с нефтью; дальше
вместо максимального коэффициента вытеснения газом будет
значительно более низкий коэффициент вытеснения водой Ки =
- 0,4. Так завершается I цикл и начинается II цикл, когда
нагнетательную снова переводят под закачку газа. В 1-м периоде
II цикла газ вытесняет воду и освобождает ранее захороненный
водой остаточный газ, вода движется далее по нефтяному пласту,
вытесняет нефть и захороняет остаточную нефть. В следующем
2-м периоде II цикла в нагнетательную скважину снова закачи-
вают воду, которая частично вытесняет и частично захороняет
газ; продвинутый газ выталкивает воду, освобождает остаточную
нефть и вместе с нефтью образует смесь, а идущая следом вода
вместо остаточной нефти захороняет смесь газа и нефти; так по-
степенно снижается остаточная нефть, частично заменяемая ос-
105
таточным газом. В 1-м периоде III цикла в нагнетательную сква-
жину снова закачивают газ, а во 2-м периоде III цикла, в нагнета-
тельную снова закачивают воду. Аналогично в 1-м и 2-м перио-
дах IV цикла.
В 1-м периоде I цикла, когда закачивают газ и газом вытес-
няют нефть, коэффициент различия физических свойств отби-
раемой нефти и вытесняющего агента (газа) определяется по из-
вестной расчетной схеме точечно-сосредоточенных фильтрацион-
ных сопротивлений
Нг+— р т + “ р
_____т . Yr ' -^пл . fa — Hr . Yr ' ^пл , fa _
u +Hr Yh m + 1 Yh
Hr ~
m
3,2+-^
0,025
3,2+1
0,001-220
0,850
•1,28 = 7,825.
Определение предельной расчетной доли агента А при задан-
ном предельном газовом факторе GK, конкретно равном GK =
= 1000 м3/т, выполняется по следующему равенству (здесь
1000 - для перехода от т к кг и н.м3):
А ц0 -1000 + (1 - Л) С70 = GK;
А • 7,825 • 1000 + (1 - А ) 110 = 1000;
А _ ~ Ср — юоо - ио =0115
ц0 ЮОО-С0 7,825 1000-110
При принятом показателе неравномерности вытеснения нефти
агентом в добывающую скважину V2 = 1,000 для 1-го периода
I цикла получается следующая характеристика использования
подвижных запасов нефти: А = 0,1074, К3 = 0,2573, F = 0,2631.
Отбор жидкости в конце 2-го периода больше, чем в конце
1-го периода в —-— раз.
1 - Кв
По всем периодам четырех циклов полученные характеристи-
ки использования подвижных запасов нефти представлены в
табл. 2.12.
В этой таблице также представлены значения ц.. - соотноше-
ния подвижностей вытесняющего агента и нефти, определяемые
106
Таблица 2.12
Характеристика использования подвижных запасов нефти в процессе разработки типичного элемента объекта
Параметр 1 цикл II цикл 111 цикл IV цикл
1-й период закачка газа 2-й период закачка НОДЫ 1-й период закачка газа 2-й период закачка воды 1-й период закачка газа 2-й период закачка воды 1-й период закачка газа 2-й период закачка воды
А - предельная доля агента в дебите жидкости 0,107 0,331 0,681 0,827 0,886 0,925 0,945 0,957
К3 - коэффициент использования подвижных запасов нефти 0,257 0,391 0,595 0,703 0,761 0,805 0,834 0,854
F - отбор жидкости в долях под- вижных запасов нефти 0,263 0,438 0,876 1,315 1,753 2,192 2,630 3,070
АХ, - прирост доли отбора подвиж- ных запасов нефти 0,257 0,134 0,204 0,108 0,058 0,044 0,029 0,020
AF - прирост доли отбора жидкости 0,263 0,175 0,438 0,439 0,438 0,439 0,438 0,440
&F - К, - прирост доли отбора вытесняющего агента 0,006 0,041 0,234 0,331 0,380 0,395 0,409 0,420
ц.. - соотношение подвижностей вытесняющего агента и нефти 23,62 1,19 0,67 0,96 0,67 0,96 0,67 0,96
ц.. (лГ - дХ,) 0,142 0,049 0.157 0,318 0,255 0,379 0,274 0,403
0,1424-0,049 0,191
0,006 ч- 0,041 ~ 0,047
0,1574-0,3184-0,2554-0,3794-0,274 4-0,403 = 1,786 _ 823.
0,234 + 0,331 + 0,380 + 0,395 + 0,409 + 0,420 2,169 ’ *
0,191 + 1,786 1,977 _яоо
-----------= - = и,ОУ/,
0,047-2,169 2,216
0,191
1,977
= 0,0966,
0,047
2,277
= 0,0206.
по расчетной схеме точечно-сосредоточенных фильтрационных
сопротивлений для типичной ячейки скважин центральной на-
гнетательной и несколькими окружающими добывающими. Пока
без учета у* - соотношения плотностей вытесняющего агента и
нефти; это соотношение вместе с ц,. - соотношения подвижно-
стей образует ц0 “ коэффициент различия физических свойств
нефти и вытесняющего агента Цо = у».
В 1-й период I цикла, когда закачивают газ, газ вытесняет
нефть и в конце периода по наиболее проницаемым слоям про-
рывается в добывающие скважины, по слою, дающему нефть, в
зоне нагнетания находится газ и действует вязкость газа цг, в
зоне отбора находится т добывающих скважин и действует вяз-
кость нефти По слою, дающему газ, в зоне нагнетания и в
т
зоне отбора действует газ с вязкостью цг, в зоне отбора находит-
ся т добывающих скважин. Поэтому соотношение подвижностей
по слоям, дающим газ, и слоям, дающим нефть, равно
п + Н» т +
ц„=—*L =------
I, +Нг ™ + 1
Нт
т
Во 2-й период I цикла, когда закачивают воду, вода вытесняет
газ, а газ вытесняет нефть; в зоне нагнетания вода с вязкостью цв
и она не полностью вытесняет газ, остаточный газ мешает дви-
жению воды, поэтому сопротивление для воды увеличивается в
, где ТС = ТС*'5 < 1; в зоне отбора по слою, дающему нефть,
— и по слою, дающему газ, Поэтому соотношение подвиж-
т т
ностей по слоям, дающим газ и нефть, равно
К
ввиду малости величины —-Х* « 1 принимаем =1 + Ян._
Ив т
I цикл завершается захоронением широкой газовой ото-
рочки и вступлением закачиваемой воды в прямой контакт с
нефтью.
108
В 1-й период II цикла снова закачивают газ, газ вытесняет
воду, вода вытесняет нефть, но вытесняет не полностью. В зоне
нагнетания находится газ с вязкостью цв. В зоне отбора по слою,
дающему нефть, действуют т добывающих скважин и вязкость
нефти цн, и фильтрационное сопротивление для этой зоны про-
порционально по слою, дающему воду, тоже т добывающих
т
скважин и фильтрационное сопротивление для этой зоны про-
порционально —Ь—. Поэтому соотношение подвижностей по
Кф • т
слоям, дающим воду и дающим нефть, равно
Цн
ф *
ввиду малости величины цг принимаем ц„ = Ьс. .
Мв
Во 2-й период II цикла закачивают воду, вода вытесняет газ,
газ оттесняет впереди идущую воду, освобождает остаточную
нефть и смешивается с ней, а вслед идущая вода будет частью
толкать вперед и частью захоронять смесь газа и нефти, тем са-
мым уменьшая остаточную нефть и увеличивая коэффициент
вытеснения нефти по сравнению с коэффициентом вытеснения
нефти водой.
В зоне нагнетания фильтрационное сопротивление пропор-
ционально -Ь_; в зоне отбора по слою, дающему нефть, про-
Кф
порционально bt и по слою, дающему воду, пропорционально
т
-Ь—. Поэтому соотношение подвижностей по слоям, дающим
Кф • т
воду и нефть, равно
Мв _f_ Мн
Кф т
Ив , Мв
Хф Кф т
тп + —Кф
Нв
т +1
В III и IV циклах повторяется, как во II цикле.
109
Кф - фильтрационный коэффициент, показывающий умень-
шение проницаемости для вытесняющего агента и, соответствен-
но, зависящий от коэффициента вытеснения нефти этим агентом,
Kt = к, к°’5 - к'/‘-
Кф = Кв, потому что проницаемость прямо пропорциональна
свободной площади поперечного сечения поровых каналов; а до-
полнительное уменьшение проницаемости, выраженное умноже-
нием на Кв’5, связано с хаотическим распределением остаточной
нефти.
Исходные данные по рассматриваемому 7-му объекту мес-
торождения: цн = 2,4 сП, цв = 1,0 сП, цг = 0,025 сП, Кв = 0,4 сП,
Кф = К1В5 = 0,41,5 = 0,253, т = 3,2.
С учетом этого получаются:
т + — 3,2 + -^-
----Hr. =-----0^025 = 23>б2.
т + Х 3,2 + 1
|1„ = 1 + ihb .^Ф =1 + 211.0^ = 1,19;
г Нв т 1,0 3,2
ц.. =Ь..КФ = 211-0,253 = 0,607;
И Цв ф 1,0
т + ^-Хф 3,2 + 211-0,253
= - Ь- =------------------= 0,906.
т + Х 3,2 + 1
Соотношение плотностей вытесняющего агента и нефти в
пластовых условиях равно
у, = — • Ь\
Гн
в случае воды и нефти
Ь=ёйо-1,28 = 1,506;
в случае газа и нефти
у. = Vk. ь = 0,001-220 . t 28 = 0 3313
'* Y 0,850
1 н '
110
Среднее значение коэффициента различия физических
свойств нефти и вытесняющего агента
=-------—— (23,62 • 0,3313 0,006 + 1,19 • 0,3313 • 0,041 +
3,070-0,854 \ ’
+0,607 • 1,506 • 0,380 + 0,607 • 1,506 • 0,234 + 0,906 • 1,506 0,331 +
+ 0,906 • 1,506 0,395 + 0,607 • 1,506 • 0,409 + 0,906 • 1,506 0,420) =
= 1,156=1.
По I циклу коэффициент вытеснения нефти равен Кв = 1.
По II, III, и IV циклам коэффициент вытеснения нефти равен
1 р ’
*н
Р™-
Ро-Х3
_ А О2 __________________0,32 (0,854-0,391)________________= 0 1107‘
’ 0,32 (0,854-0,391)+ (0,533-0,32)-0,5 (3,070-0,854)
к. =1 - =°’7923
и в целом за все время разработки
к _1 0,391 + 0,7923- (0,854-0,391) _ Q gg74
“ 0,854 ’ ’
410 В ~ 2» Раза больше, чем при обычном заводнении.
При газовом заводнении коэффициент нефтеотдачи получает-
ся равным
К||0 = Кс К3 = 0,887 • 0,834 • 0,854 = 0,632.
Начальные извлекаемые запасы нефти получаются равными
Qo =0б -Кн0 =126,6 0,632 = 80,011 млн т.
Для уравнения добычи нефти с учетом корректирующего
знаменателя
111
_ 80,011 о,
0,9857 81)172 млн т
и на 1 проектную скважину
гл! 81,172 л пгпл
Оо = = "227” = 0,3576 МЛН т.
о
Начальные извлекаемые запасы жидкости получаются рав-
ными
Qm=Qo £ = 80,011-^ = 287,627 млн т.
Для уравнения добычи жидкости с учетом корректирующего
знаменателя
287,627 /ло ер..
= «ТПб = 402'501
и на 1 проектную скважину
Q)o = = 1,773 млн т.
О
При запроектированном соотношении добывающих и нагне-
тательных скважин т = 3,2 при закачке газа с увеличением
коэффициента приемистости нагнетательной скважины в
мн 2,4
ц, = — = —— = Уо раз ограничением для значительного увели-
V)vZ3
чения дебита проектных скважин является пластовое давление
Рпл = 220 ат. Некоторое увеличение дебита происходит из-за ис-
ключения влияния зональной неоднородности пластов по про-
дуктивности - исключения влияния несогласованности продук-
тивностей добывающих и нагнетательных скважин. Из-за этого
возможное увеличение дебита нефти на 1 проектную скважину
до
ч'о =Т • П (Л., -л) = 330 2,3 (220 -180) = 23131,429 т/год
iiTil J.TJ;Z
или 0,023131 млн т/год, а при повышении пластового давления с
Ри1 = 220 ат до Рпл = 250 и осуществлении экранирования области
повышенного пластового давления, чтобы исключить отток и
потерю части извлекаемых запасов нефти, амплитудный дебит
нефти на 1 проектную скважину может быть увеличен до
112
q'o = 0,023131 • = 0>040480 = 0,0400 млн т/год.
Амплитудный дебит на 1 проектную скважину при закачке
воды уже был установлен и равен q'Q =0,0165 млн т/год. Имея в
виду, что при закачке газа и при закачке воды отбирают пример-
но одинаковые доли извлекаемых запасов нефти, то средний ам-
плитудный дебит на 1 проектную скважину будет q'}
0,5 | 0,5 _ 1
0,0400 0,0165 (?' ’
отсюда получается q'o =0,02336, что в °’°n2,3?^ =1,416 раз боль-
ше, чем при обычном заводнении. Примем, что увеличение деби-
та происходит в 1,4 раза с 0,0165 до 0,0231 млн т/год. При этом
годовой темп отбора извлекаемых запасов нефти равен
I =
Qo + 0,5 • gi
------®—— = 0,06258 1/год.
0,3576+ 0,5 0,0231 7
С учетом этого уравнение добычи нефти принимает конкрет-
ный вид
q(t} = / [ Й • и<£) - Z 7(,) | = 0,06258
\ i=i J
i=i
Годовой темп отбора извлекаемых запасов жидкости равен
’’ е),„+о,5 ?;
0,0231
1,773+ 0,5 0,0231
= 0,01294
1/год.
С учетом этого уравнение добычи жидкости принимает кон-
кретный вид
= = 01294
\ 1=1 /
1,773 п?-‘jlq?
1=1
По этим уравнениям были проведены расчеты, представлен-
ные в табл. 2.13.
В табл. 2.12 приведены результаты расчета параметров про-
цесса разработки при газовом заводнении 7-го объекта месторо-
ждения. При этом были учтены различия физических свойств
(подвижностей, плотностей и др.) добываемой нефти, закачивае-
113
Таблица 2.13
Расчет динамики технологических показателей при газовом заводнении
Год t Годовое бурение скважин ДПо Число скважин на сере- дину года Я Извлекаемые запасы нефти, введенные в разработку Оо млн т Годовой отбор неф- ти <7<0, млн т Накопленный отбор нефти млн т i=l Извлекаемые запасы жидко- сти, введенные в разработку Qk «о0- млн т Годовой отбор жид- (0 кости qF , млн т Накопленный отбор жидко- сти 1=1 млн т Годовой отбор агента в еди- нице отбора
4» нефти = ч? - Ч^
2009 29 1,514 2,146
2010 48 53 18,953 1,091 2,605 93,969 1,188 3,334 0,097
2011 97 125 44,700 2,634 5,240 221,625 2,825 6,159 0,191
2012 53 200 71,520 4,148 9,387 354,600 4,509 10,668 0,361
2013 227 81,175 4,492 13,880 402,471 5,070 15,738 0,578
2014 227 81,175 4,211 18,091 402,471 5,004 20,742 0,793
2015 227 81,175 3,948 22,039 402,471 4,940 25,682 0,992
2016 227 81,175 3,701 25,740 402,471 4,876 30,557 1,175
2017 227 81,175 3,469 29,209 402,471 4,813 35,370 1,344
2018 227 81,175 3,252 32,461 402,471 4,750 40,120 1,498
2019 227 81,175 3,049 35,509 402,471 4,689 44,809 1,640
2020 227 81,175 2,858 38,367 402,471 4,628 49,437 1,770
2021 227 81,175 2,679 41,046 402,471 4,568 54,005 1,889
2022 227 81,175 2,511 43,557 402,471 4,509 58,514 1,998
2023 227 81,175 2,354 45,911 402,471 4,451 62,965 2,097
2024 227 81,175 2,207 48,118 402,471 4,393 67,358 2,186
2025 227 81,175 2,069 50,187 402,471 4,336 71,695 2,267
2026 227 81,175 1,939 52,126 402,471 4,280 75,975 2,341
2027 227 81,175 1,818 53,944 402,471 4,225 80,200 2,407
2028 227 81,175 1,704 55,648 402,471 4,170 84,370 2,466
2029 227 81,175 1,597 57,246 402,471 4,116 88,486 2,519
^-0,7!55
80,011
88,486
287,627
= 0,3076
Продолжение табл 2.13
Год t Годовое бурение скважин ЛЛо Число скважин на середи- ну года Годовой отбор нефти млн т Накоплен- ный отбор нефти Q^, млн т Годовой отбор вытесняющего газа а'Г\ ’аг млн ни3 Годовой отбор вы тесняющей Ю воды млн м3 Годовая закачка газа ’эг млн н.м3 Годовая закачка воды ^31 млн м3 Текущий газовый фактор G^, н.м3/т Текущая обводнен- ность доли
2010 48 53 1,091 2,605 321 — 602 Ш. 404
2011 97 125 2,634 5,239 513 0,029 1298 0,426 305 0,01
2012 53 200 4,148 9,387 765 0,109 1864 1,358 294 0,03
2013 227 4,492 13,880 939 0,261 1988 2,290 319 0,05
2014 227 4,211 18,091 946 0,477 1783 3,014 335 0,10
2015 227 3,948 22,039 822 0,747 1476 3,719 308 0,116
2016 227 3,701 25,740 779 0,885 1392 3,672 320 0,19
2017 227 3,469 29,209 667 1,012 1242 3,624 302 0,23
2018 227 3,252 32,461 496 1,128 1035 3,577 263 0,26
2019 227 3,049 35,509 272 1,235 777 3,531 199 0,29
2020 227 2,858 38,367 293 1,333 766 3,485 213 0,32
2021 227 2,679 41,046 313 1,422 757 3,439 227 0,35
2022 227 2,511 43,557 331 1,504 747 3,395 242 0,37
2023 227 2,354 45.911 347 1,579 737 3,352 257 0,40
2024 227 2,207 48,118 362 1,646 727 3,309 274 0,43
2025 227 2,069 50,187 376 1,707 719 3,265 292 0,45
2026 227 1,939 52,126 388 1,763 709 3,223 310 0,48
2027 227 1,818 53.944 399 1,812 700 3,181 329 0,50
2028 227 1,704 55,648 409 1,857 690 3,140 349 0,52
2029 Итого 227 1,597 55,632 57,246 417 10154 1,897 22,403 682 20691 3,100 58,100 371 0,54
= 31.805 58.100-22.403 3
331,3 1,506
115
31,805 + 23,703 = 55,508 погрешность 0,22 %.
мого вытесняющего газа и закачиваемой вытесняющей воды. В
табл. 2.13 по годам 20-летнего периода даны значения: Azzo -
годового бурения скважин, - числа пробуренных и введен-
ных в действие скважин на середину года, q(t) - годового отбора
нефти, ~ накопленного отбора нефти, q® - годового от-
;=1
бора вытесняющего газа, q^ - годового отбора вытесняющей
воды, - годовой закачки вытесняющего газа, q)t' - годовой
закачки вытесняющей воды, - текущего газового фактора
(взяты вместе вытесняющий газ и газ, который в пластовых ус-
ловиях был растворен в нефти) и В(г) - текущей обводненности
отбираемой нефти.
Процесс разработки при газовом заводнении, представленный
здесь на 20-летний период, к концу этого периода уже приобрел
стабильность и при необходимости может быть продолжен на
последующие годы до исчерпания проектных извлекаемых запа-
сов нефти.
Вывод.
На рассматриваемом нефтяном месторождении, где имеются
газовые залежи, нефтяные залежи с газовыми шапками и чисто
нефтяные залежи, можно осуществить успешную разработку
нефтяных пластов и слоев путем газового заводнения.
Газовое заводнение - это последовательное применение за-
качки газа и закачки воды. Это - соединение преимуществ газа и
воды: у газа высокий коэффициент вытеснения нефти, а у воды
достаточно высокий коэффициент охвата вытеснением нефтяных
пластов.
В Западной Сибири на многих месторождениях имеются не-
обходимость и практическая возможность успешного применения
газового заводнения. Необходимость, потому что при низком ко-
эффициенте вытеснения нефти водой (0,4-0,5) при обычном за-
воднении получается низкий коэффициент нефтеотдачи (0,2—
0,3). Практическая возможность, потому что имеются достаточно
большие запасы свободного газа (газовые залежи, газовые шапки
нефтяных залежей) с природным высоким давлением. Для за-
качки такого газа в нефтяные пласты вполне достаточно одно-
ступенчатых компрессоров с давлением на входе 100-200 ат и
давлением на выходе 300-500 ат.
Закачиваемый газ, увеличивая приемистость нагнетательных
скважин, позволяет значительно повысить пластовое давление и
дебиты нефти добывающих скважин, только необходимо контро-
116
лировать и экранировать области высокого пластового давления,
не допуская оттоки нефти из этих областей и потери части из-
влекаемых запасов нефти во внешней водоносной области. Уве-
личение дебита нефти может быть в 1,4 и более раз.
Выполненные расчеты показывают, что конкретно по 7-му
объекту месторождения при качественной изоляции и качествен-
ной перфорации нефтяных пластов нефтеотдача может быть уве-
личена в 2,2 раза (коэффициент вытеснения нефти с 0,400 уве-
личивается до 0,887, а коэффициент нефтеотдачи увеличивается
с 0,285 до 0,632).
Особо отметим, что газовое заводнение принадлежит совре-
менному принципиально новому классу естественных комбини-
рованных методов значительного увеличения текущей добычи
нефти и нефтеотдачи пластов.
Естественных, потому что для закачки в пласты используют
то, что имеется на месторождениях: воду, газ, нефть, особенно,
высоковязкую нефть. В большом объеме используется информа-
ция о работе и гидродинамических исследованиях скважин и в
скважинах - пластов и слоев. Полученная достоверная информа-
ция используется при осуществлении и оптимизации запроекти-
рованных процессов.
Эти естественные комбинированные методы с чередованием
вытесняющих агентов, с избирательностью и цикликой позволя-
ют не на единицы процентов, а радикально на десятки и сотни
процентов увеличивать текущую добычу нефти и извлекаемые
запасы нефти.
2.7. ПРОБЛЕМЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ
С ВЫСОКИМ ГАЗОСОДЕРЖАНИЕМ НЕФТИ
И БОЛЬШОЙ ГАЗОВОЙ ШАПКОЙ
2.7.1. О НЕОБХОДИМОСТИ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОГО ОПРОБОВАНИЯ
И УСОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИИ ВОЗРОЖДЕНИЯ
МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Есть нефть с высоким газовым фактором, высоким давлением
насыщения газом и низким минимальным забойным давлением
фонтанирования добывающих скважин. Минимальное забойное
давление фонтанирования имеет место при минимальном усть-
евом давлении.
Давление насыщения оказывается близким к начальному пла-
стовому давлению, дозволенная депрессия, т.е. разность пласто-
117
вого и забойного давлений, оказывается небольшой, значит, де-
бит нефти оказывается недостаточно большим, и хочется его
увеличения. Но при фонтанном способе эксплуатации добываю-
щих скважин, известно, есть рациональное устьевое давление,
нередко довольно большое, и рациональный штуцер, нередко с
довольно маленьким отверстием. Препятствием для увеличения
дебита нефти представляется старый фонтанный способ эксплуа-
тации, и поэтому добывающие скважины переводят на более но-
вый глубиннонасосный способ эксплуатации.
Есть два типа нефтяных залежей.
Первый тип нефтяных залежей, у которых минимальное за-
бойное давление фонтанирования добывающих скважин выше
давления насыщения. Поэтому снизить забойное давление ниже
давления насыщения можно только искусственно, спустив в
скважины глубинные насосы и завысив их производительность.
Второй тип нефтяных залежей, у которых минимальное за-
бойное давление фонтанирования добывающих скважин ниже
давления насыщения. И снижение забойного давления ниже дав-
ления насыщения происходит естественно самопроизвольно, как
только перестают искусственно поддерживать высокое устьевое
давление, а для этого применять штуцеры; как только от фон-
танного способа эксплуатации переходят к глубиннонасосному.
При снижении забойного давления ниже давления насыщения
в призабойной зоне нефтяных пластов происходит разгазирова-
ние нефти и происходит распад нефти на три фазы - жидкую,
газовую и твердую, твердую в виде твердых частиц асфальтенов
и парафинов, которые постепенно накапливаются в призабойной
зоне пластов.
Призабойная зона пластов самая тесная для фильтрации,
здесь теряется значительная часть депрессии; в идеальных усло-
виях призабойная зона пластов радиусом 1 м содержит 30 % все-
го фильтрационного сопротивления, радиусом 5 м содержит 50 %
всего фильтрационного сопротивления, радиусом 25 м содержит
70 % фильтрационного сопротивления. При снижении забойного
давления ниже давления насыщения в призабойной зоне пластов
происходит резкое увеличение фильтрационного сопротивления,
во-первых, из-за возникновения двухфазного течения нефти и
газа, во-вторых, из-за накопления твердых частиц асфальтенов и
парафинов. Если фильтрационное сопротивление зоны радиусом
1 м увеличивается в 100 раз, то общее фильтрационное сопро-
тивление увеличивается в 0,3100 + 0,7 = 30,7 раза. Если до сни-
жения забойного давления ниже давления насыщения депрессия
была 50 ат, дебит нефти был 40 т/сут и дебит воды был 10 т/сут,
118
а после снижения депрессия возросла до 150 ат, т.е. на 100 ат
ниже давления насыщения, и коэффициент продуктивности
скважины по нефти снижается в 30 раз, то дебит нефти стано-
вится 40 = 4 т/сут, дебит воды становится 10-3 = 30 т/сут и
Эи
текущая обводненность возрастает с 20 % до 88 %; обводненность
приближается к предельно допустимой, а темп отбора подвиж-
ных запасов нефти уменьшается в 10 раз.
Понимание произошедшего аварийного процесса приводит к
пониманию и принятию плана работ по возрождению месторож-
дения.
Процесс возрождения месторождения надо пронаблюдать и
исследовать на отдельном небольшом экспериментальном участке
месторождения. На этом участке нужны 2-3 действующие
нагнетательные скважины и окружающие их добывающие
скважины: те, что действуют, и те, что могли бы действовать, но
были остановлены из-за низкого дебита нефти и высокой
обводненности. Действующие добывающие скважины придется
останавливать, чтобы их забойное давление повысить до
давления насыщения и временно, с целью гидродинамического
исследования, повысить до пластового давления.
Окружающие добывающие скважины должны быть промыты
нефтью, и в их стволах должна быть оставлена дегазированная
нефть. В скважины должны быть спущены глубинные манометры
на кабеле для постоянного контроля забойного давления. И на
устье должны быть поставлены манометры и штуцеры для по-
стоянного контроля и поддержания необходимого высокого устье-
вого давления.
По мере роста забойного давления выше давления насыщения
добывающие скважины надо будет открывать и пускать в работу,
постепенно увеличивая дебит нефти, но сохраняя забойное дав-
ление на уровне давления насыщения.
После первого периода ожидания и осуществления самовос-
становления продуктивности скважин по нефти продолжитель-
ностью около 2 мес может быть второй период с искусственным
восстановлением и увеличением продуктивности скважин по
нефти с помощью глубокой перфорации, щелевой резки пластов
на глубину более 1 м и (или) направленного гидравлического
разрыва пластов.
Благодаря постоянному контролю устьевого и забойного дав-
ления скважин, их дебита жидкости, обводненности, дебита неф-
ти и закачки воды будет получена ценнейшая информация,
анализ которой будет необходим и полезен для радикальной
оптимизации разработки - для возрождения месторождений ти-
119
па Талинского, Бахиловского. Эффект возрождения выразится
в многократном увеличении добычи нефти и нефтеотдачи пла-
стов.
К предыдущему изложению добавим.
Есть давно разрабатываемые нефтяные месторождения такого
типа. Ясно, что они плохо разрабатываемые. Их доля мала, но их
число уже велико.
Но ещё будут разведаны новые такие месторождения. Оче-
видно, что их надо разрабатывать лучше; для чего надо детально
исследовать геофизическим и гидродинамическим методами. На-
до будет путем гидродинамического исследования установить
закономерность падения коэффициента продуктивности по неф-
ти при снижении забойного давления ниже давления насыщения,
особенно, при катастрофическом снижении забойного давления,
чтобы не ссылаться на решение полувековой давности о рацио-
нальности снижения забойного давления на 15-25 % ниже дав-
ления насыщения.
Наверное, для нефтяных месторождений рассмотренного типа
с минимальным забойным давлением фонтанирования добываю-
щих скважин ниже давления насыщения фонтанный способ экс-
плуатации лучше, чем глубиннонасосный, поскольку позволяет с
помощью штуцера осуществлять необходимое повышение устье-
вого давления и забойного давления. Фонтанный способ экс-
плуатации вместо глубиннонасосного может применяться до-
вольно долго до обводненности отбираемой жидкости 80 % и
более.
Непривычной особенностью этого способа является то, что он
интеллектуальный и требует регулярной детальной информации
о работе и гидродинамических исследованиях по каждой в от-
дельности скважине.
2.7.2. РАЗРАБОТКА НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ
С БОЛЬШОЙ ГАЗОВОЙ ШАПКОЙ
Продуктивный пласт по вертикали (по толщине) имеет
три части: вверху газовую, посередине нефтяную и внизу водя-
ную.
Сразу обозначим три общие толщины: газовую общую толщи-
ну , которая от кровли пласта до поверхности газонефтяного
контакта (ГНК), нефтяную общую толщину h^\ которая от по-
верхности газонефтяного контакта (ГНК) до поверхности водо-
120
нефтяного контакта (ВНК), и водяную общую толщину h^, ко-
торая от поверхности водонефтяного контакта (ВНК) до подош-
вы пласта. Пласт состоит из слоев проницаемой карбонатной по-
роды и разделяющих эти слои прослоев плотной карбонатной
породы и поэтому в пределах газовой общей толщины выде-
ляют газовую эффективную толщину которая примерно
вдвое меньше газовой общей толщины < h^; в пределах
нефтяной общей толщины выделяют нефтяную эффективную
толщину С’ которая тоже примерно вдвое меньше общей
толщины /гэ(ф < h^-, в пределах водяной общей толщины
тоже можно выделить проницаемые слои и разделяющие плот-
ные прослои. Выше кровли продуктивного пласта находится не-
проницаемый пласт - покрышка, ниже подошвы продуктивного
пласта тоже имеется непроницаемый пласт-покрышка. По рас-
сматриваемому продуктивному пласту за пределами внешнего
контура нефтеносности водяная часть пласта связана с законтур-
ной водоносной областью. Поровый объем газовой части пласта
обозначим Qr, поровый объем нефтяной части пласта обозначим
£2Н. Разделяющие прослои плотной карбонатной породы не со-
держат запасов газа и нефти. Эти прослои не принимают непро-
ницаемыми, а принимают слабопроницаемыми; и дело сводят к
анизотропии проницаемости, как будто проницаемость по верти-
кали во много раз меньше, чем по горизонтали, например, мень-
ше в 100 раз. Но, во-первых, такой большой анизотропии не бы-
вает, не приходилось наблюдать; а во-вторых, принимаемая такая
большая анизотропия проницаемости не спасает дело. Поскольку
вертикальное геометрическое фильтрационное сопротивление
(пока без учета проницаемости) прямо пропорционально
socTm = 100 ’ где 5 м длина фильтрационного потока через разде-
ляющий прослой и 500 м его ширина, а горизонтальное геомет-
рическое фильтрационное сопротивление прямо пропорциональ-
но 5в° м = 100, теперь 500 м длина фильтрационного потока по
5 м
слою, а 5 м его ширина, и вертикальное фильтрационное сопро-
тивление оказывается в 100/(1/100) = 100-100 = 10-1000 =
- 10 тысяч раз меньше! А с учетом упомянутой анизотропии
проницаемости вертикальное физическое фильтрационное соп-
121
ротивление по сравнению с горизонтальным меньше в
100400 = 100 раз. И процесс фильтрации будет происходить поч-
ти так же, как при отсутствии анизотропии, как при равенстве
вертикальной и горизонтальной проницаемости!
Итак, если анизотропии проницаемости нет или она незначи-
тельно влияет, если на продуктивный пласт пробурены верти-
кальные скважины и перфорированы в пределах газовой и неф-
тяной эффективных толщин, и осуществлена добыча газа и неф-
ти; то полностью будет отобран газ, а из нефти будет образована
остаточная нефть не только в пределах нефтяной части, но и в
пределах газовой части пласта. Коэффициент вытеснения нефти
водой будет уменьшен с Кв = 1 -
Рн
до
£ — 1 _ Рон . + _ Рон _ Рон .
Рн < Рн > Рн
Здесь рн - начальная нефтенасыщенность в пределах нефтя-
ной части пласта; рон - остаточная нефтенасыщенность в преде-
лах нефтяной и газовой частей пласта, QH и Qr - поровые объемы
нефтяной и газовой частей пласта.
Рассчитаем интегральный коэффициент вытеснения нефти
водой, когда рн = 0,75 и рон = 0,25, а соотношение поровых объе-
мов газовой и нефтяной частей пласта имеет несколько зна-
чений
с | а 0 0,2 0,5 0,8 1,0 1,4 2,0
Къ 0,667 0,6 0,5 0,4 0,333 0,2 0
Как видно, при одинаковых начальных поровых объемах газа
и нефти = 1 интегральный коэффициент вытеснения нефти
водой и, соответственно, извлекаемые запасы нефти уменьшают-
ся в 2 раза, а если поровый объем у газа в 2 раза больше, чем у
нефти, то вся нефть будет размазана по пласту и превратится в
остаточную, и не будет извлекаемых запасов нефти! Осуществ-
ление перфорации в скважинах только нефтяной части пласта,
чтобы отбирать только нефть, почти ничего не изменяет! Уточ-
няем: не изменяет в монолитном пласте при отсутствии разде-
122
ляющих непроницаемых прослоев! Но может быть еще хуже!
Представленное уменьшение коэффициента вытеснения и извле-
каемых запасов нефти будет при постепенном замедленном отбо-
ре газа, при незначительном снижении пластового давления, при
компенсации отбора газа поступлением воды из законтурной во-
доносной области.
А при быстром отборе газа и значительном снижении пласто-
вого давления ниже давления насыщения нефти газом будет еще
хуже, произойдет разгазирование нефти, из нефти выйдет рас-
творенный в ней газ и, обгоняя нефть, присоединится к газу га-
зовой шапки и объем нефти уменьшится в v раз, где v = -
начальный объёмный коэффициент нефти и текущий объемный
коэффициент. Тогда интегральный коэффициент вытеснения бу-
дет
К н = (1 - - Ёон. . . V.
( Рн J Рн
При fisa- = = 0,333, = 1 и v = 1,2 получается
и Рн 0,75 QH
=0,667-0,333 1-1,2 -0,274
или дополнительное уменьшение интегрального коэффициента
вытеснения и извлекаемых запасов нефти в ^74 ~ 245 раза.
Кроме того, чтобы увеличить добычу нефти, забойное давле-
ние добывающих скважин всё больше и больше снижают ниже
давления насыщения нефти газом, которое при наличии газовой
шапки изначально было близким к пластовому давлению.
На рассматриваемой нефтегазоконденсатной залежи за по-
следние годы разработки (2000-2004 гг.) почти по половине ра-
ботающих скважин были проведены гидродинамические исследо-
вания по определению коэффициента продуктивности по нефти,
причем по многим скважинам были проведены два и более раза.
По нескольким скважинам и нескольким их гидродинамическим
исследованиям было определено значение а - показателя сниже-
ния продуктивности при снижении забойного давления.
Формулы наблюдаемой закономерности
123
П1 = П2 •еа(Рс‘~Рс2);
а =----------
^с1 - Л:2
1 -Ini,
П2
где г|о ~ начальный коэффициент продуктивности по нефти при
забойном давлении скважины больше или равном давлению на-
сыщения Рс > Рнас; г|1 - коэффициент продуктивности по нефти
при забойном давлении ниже давления насыщения Рс1 < Рнас; т|2 -
коэффициент продуктивности при ещё более низком забойном
давлении Рс2 < Ра < Ркас. Чем ниже забойное давление скважины,
тем ниже ее коэффициент продуктивности по нефти. По одной
типичной гидродинамически исследованной скважине получи-
лось
Р(1 =160,5 ат, г], =0,647 м3/(сутат),
Рс2 =4,3 ат, р, =0,035 м3/(сут-ат),
При среднем начальном коэффициенте продуктивности сква-
жины т|о = 1,5 т/(сут ат), давлении насыщения Рнас = 200 ат, по-
казателе снижения коэффициента продуктивности а = 0,02 1/ат
и последовательности значений пластового и забойного давле-
ний Рпл и Рс были рассчитаны средние значения коэффициен-
та продуктивности по нефти и дебита нефти рассматривае-
мой средней скважины. Результаты расчета по формулам
т| = 1,5 . е-<,02 (200 и q = т] -(Р11Л -Рс) представлены в табл. 2.14.
Приведенные в табл. 2.14 данные показывают, как значитель-
но снижается величина коэффициента продуктивности по нефти
от 1,5 до 1,0, до 0,05 и 0,03 т/(сут ат) при снижении забойного
давления добывающей скважины до 180 ат, до 30 и 10 ат; также
показывают, как снижается дебит нефти средней добывающей
скважины от 27,5 т/сут до 4,5 т/сут и до 3,3 т/сут. По приведен-
ным данным видно, что каждый раз после изменения пластового
давления максимальная величина дебита нефти наблюдается при
одной и той же депрессии, равной
(^-р-)Ч = о^ = 5Оат-
124
Таблица 2.14
Значения коэффициента продуктивности и дебита нефти средней добывающей
скважины
Пластовое давление Ал, ат Забойное дав- ление А, ат Коэффициент продуктивно- сти т|, т/(сут ат) Депрессия (Ал - А), ат Дебит сква- жины q, т/сут
200 180 1,00 20 20,5
150 0,55 * 27.5
130 0,37 70 25,9
110 0,25 90 22,5
90 0,17 ПО 18,7
70 0,11 130 14,3
180 150 0,55 30 16,5
130 0,37 50 .' ' ‘ КЗ -
110 0,25 70 17,5
90 0,17 90 15,3
70 0,11 110 12,1
50 0,07 130 9,1
160 130 0,37 30 11,1
110 0,25 .. : 50 , , 12,5
90 0,17 70 11,9
70 0,11 90 9,9
50 0,07 110 7,7
40 0,06 120 7,2
150 120 0,31 30 9,3
100 0,21 ' '.50 1<Х5
80 0,14 70 9,8
60 0,09 90 8,1
40 0,06 110 6,6
30 0,05 120 6,0
20 0,04 130 5,2
140 110 0,25 30 7,5
90 0,17 8,5 •
70 0,11 70 7,7
50 0,07 90 6,3
30 0,05 110 5,5
20 0,04 120 4,8
10 0,03 130 3,9
120 90 0,17 30 5,1
70 0,11 5,5
50 0,07 70 4,9
30 0,05 90 4,5
20 0,04 100 4,0
10 0,03 110 3,3
125
Рассматриваемый продуктивный пласт - рассматриваемая
нефтегазоконденсатная залежь - находится в промышленной
разработке более 20 лет. За это время уточнялись и утвержда-
лись ее геологические и извлекаемые запасы:
В 1981 г. были приняты начальные геологические запасы
нефти 7,57 млн т и при коэффициенте нефтеотдачи 0,15 началь-
ные извлекаемые запасы нефти 1,14 млн т.
В 1990 г. были уточнены и приняты начальные геологические
запасы нефти по категории В, равными 7,94 млн т.
В 1995 г. начальные геологические запасы нефти по категории
В остались прежними 7,94 млн т, но коэффициент нефтеотдачи
был увеличен до 0,365 и начальные извлекаемые запасы нефти
утверждены в размере 2,90 млн т.
В 2004 г. начальные геологические запасы нефти по промыш-
ленным категориям В и Ci были приняты равными
9,66 + 3,16 = 12,82 млнт,
начальные геологические запасы растворенного газа приняты
равными
1,92 + 0,63 = 2,55 млрд м1 * 3,
начальные геологические запасы свободного Газа газовой шапки
приняты равными
1,48 млрд м3
и начальные геологические запасы конденсата приняты равными
0,11 млн т.
На 01.01.05 г. уже было добыто нефти 2,43 млн т и газа
0,42 млрд м3. При начальных извлекаемых запасах нефти 12,82х
х0,365 = 4,68 млн т текущих извлекаемых запасов нефти осталось
4,68-2,43 = 2,25 млн т, т.е. 48,1 % от начальных извлекаемых
запасов. Отобранный газ, судя по газовому фактору, это газ, ко-
торый в пластовых условиях был растворен в нефти. Значит,
свободный газ газовой шапки вообще не отбирался.
1 т нефти с плотностью 0,832 т/м3 имеет объём —=
0,832
= 1,202 м3. В пластовых условиях при пластовом давлении 200 ат
в 1 т нефти растворено 200 м3 газа и её объем увеличен в 1,35 ра-
за с 1,202 м3 до 1,202 1,35 = 1,623 м3. При снижении пластового
давления с 200 ат до 150 ат из нефти выделяется 200 • =
= 50 м3 газа, который при пластовом давлении 150 ат занимает
объём = 0,333 м3. При этом коэффициент увеличения объема
126
нефти за счет растворенного газа с 1,35 уменьшится до
1 + 0,35 • 2Q2Q~q50 = 1»263, а объём смеси нефти и выделившегося
газа увеличится с 1,623 м3 до ^|^+0,333 = 1,518 + 0,333 =
0,832
= 1,851 м3 или в ^1 = 1,140 раза. Избыточный объём смеси
1,623
нефти и газа будет вытеснен из пласта и отобран. В объеме этой
смеси дегазированной нефти будет - = 0,649. За счет
1,851 1,263
снижения пластового давления всего отобрано нефти
12,82 • 0,140 • 0,649 = 1,165 млн т.
За рассматриваемое время разработки залежи всего было ото-
брано нефти 2,430 млн т. Начальные запасы свободного газа га-
зовой шапки составляли 1500 млн м3. При снижении пластового
давления с 200 до 150 ат из газовой шапки в нефтяную часть
4 ЕЛЛ 200-150 О7С 3
пласта поступило 1500——— = 375 млн м , что при пластовом
375 з
давлении 150 ат составляет —- = 2,5 млн м . Этот газ вытеснил
1DU
2 5
из нефтяной части —^—= 1,351 млн т нефти. Уточним: за счет
1,851
расширения пластовой нефти отобрано нефти
2.43- =1,125 млнт
1,165+1,351
и за счет расширения газовой шапки отобрано нефти
=1.305 млнт-
1,165+1,351
В будущем при дальнейшем снижении пластового давления
до 100 ат в нефтяной части пласта объем 1 т нефти без выде-
лившегося из неё газа будет
*.[1 + 0,35 ^ = -^--1,175 = 1,412 м3,
0,832 \ ’ 200/ 0,832 ’ ’
а объем выделившегося из нефти газа при пластовом давлении
100 ат будет
,,пп 200-100 1 . 3
200 • ——— • —— = 1 м ,
200 100
объем смеси нефти и газа, где 1 т товарной нефти, станет
127
1,412 + 1,0 = 2,412 м3,
т.е. увеличится в ,^^| = 1,486, избыточный объем смеси нефти и
1,623
газа будет вытеснен из нефтяной части пласта и отобран добы-
вающими скважинами
12,82 1,623 0,486 = 10,11 млн м3,
где будет нефти 10,11 • = 5,92 млн м3 и = 4,19 млн т.
Это примерно возможно, поскольку доля выделившегося газа в
объеме нефтегазовой смеси 1412+i = 0’^15 и пока основной фа-
зой остается нефть, а газ является подчиненной фазой. В итоге
текущие геологические запасы нефти станут 12,82-4,19 =
= 8,63 млн т.
При данном снижении пластового давления до 100 ат объём
свободного газа газовой шапки увеличится в = 2 раза и из-
быточный газ из газовой части (газовой шапки) перейдет в неф-
тяную часть и при пластовом давлении 100 ат будет иметь объём
1500 2°0-1°0 1 =7 5 з
200 100
Этот газ будет вытеснять нефтегазовую смесь, общий объём
которой 12,82-1,623 = 20,81 м3. При этом относительный отбор
7 5
флюида будет F2 = = 0,360. При расчетной послойной неод-
нородности пласта по проницаемости V2 = 0,667 при относитель-
ном отборе расчетного флюида F = 0,3061 относительный отбор
нефтегазовой смеси будет К3 = 0,3016 и отбор нефти 8,63-0,3016 =
= 2,60 млн т. В итоге за счет выделения растворенного газа и
увеличения объёма смеси нефти и газа в нефтяной части пласта
отбор нефти будет 4,19 млн т и за счет расширения свободного
газа газовой части отбор нефти будет 2,60 млн т, и в сумме об-
щий отбор нефти 4,19+2,60 = 6,79 млн т и коэффициент нефте-
отдачи достигнет величины --9- = 0,530. После этого можно бу-
12,82 J
дет перейти на закачку воды, вслед за газом закачивать воду и
дополнительно отобрать нефти (8,63-2,60) • 0,3016 = 1,82 млн т,
увеличив общий отбор нефти до 6,79 + 1,82 = 8,61 млн т и коэф-
128
фициент нефтеотдачи до = 0,672. При этом нефтеотдача по
12,82
сравнению с официально утвержденной увеличивается в
0,672 , Q/n
д—= 1,842 раза.
0,365
Такая добыча нефти со значительным увеличением нефтеот-
дачи возможна, если процесс будет контролируемым и управ-
ляемым, постоянно оптимизируемым. К сожалению, пока про-
цесс плохо контролируемый и регулируемый. И у этого процесса
есть существенный недостаток - низкие дебиты нефти добы-
вающих скважин, которые в последующем станут ещё ниже из-за
снижения пластового и забойного давлений, вдвое-втрое ниже;
соответственно, снизится темп отбора текущих извлекаемых за-
пасов нефти, увеличится продолжительность отбора запасов неф-
ти и усилится потребность в бурении скважин-дублеров вместо
аварийно выбывших скважин.
По рассматриваемой нефтегазоконденсатной залежи давно
было запланировано, однако до сих пор не осуществлено и снова
намечено к осуществлению через два-три года искусственное
поддержание пластового давления путем заводнения.
Но для этого совершенно необходимо установить действи-
тельные пути поступления газа из газовой шапки (по проницае-
мым нефтяным слоям со стороны газонефтяного контакта или по
вертикали через зоны слияния проницаемых нефтяных с прони-
цаемыми газовыми слоями) и пути поступления воды (по про-
ницаемым нефтяным слоям со стороны водонефтяного контакта
или по вертикали через зоны слияния проницаемых нефтяных с
проницаемыми водяными слоями). При наличии действующей
вертикальной связи нагнетательные скважины надо будет распо-
лагать в зонах слияния.
Знание, где конкретно находятся места вертикальной гидро-
динамической связи газовой части пласта с нефтяной и нефтя-
ной с водяной, где при снижении пластового давления в нефтя-
ной части уже происходил переток газа из газовой части и воды
из водяной части, позволяет в этих местах выбрать скважины
для закачки воды. Это позволит повысить пластовое давление,
также повысить забойное давление добывающих скважин, вос-
становить и значительно увеличить их коэффициенты продук-
тивности по нефти и дебиты нефти; это позволит не выталкивать
нефть из нефтяной части пласта в газовую и водяную части; это
позволит газ, уже перетекший из газовой части в нефтяную, за-
качиваемой водой проталкивать дальше, и газ будет обеспечивать
высокий коэффициент вытеснения нефти, а вода будет обеспечи-
вать достаточно высокий коэффициент охвата вытеснением, и
5 — 857
129
вместе будут обеспечивать увеличенный коэффициент нефтеот-
дачи пласта.
Места вертикальной гидродинамической связи с нефтяной ча-
стью пласта и перетоков сверху газа и снизу воды будут опреде-
лены по скважинам с увеличенным и нарастающим газовым фак-
тором с увеличенной нарастающей обводненностью. Для повы-
шения пластового давления закачка воды может осуществляться
прямо в чисто газовую часть.
Выводы.
1. В монолитном нефтяном пласте с большой газовой шапкой
нефть может быть превращена в остаточную нефть в пределах
нефтяной и газовой частей и тем самым катастрофически сниже-
на нефтеотдача.
Наличие разделяющих непроницаемых прослоев - это благо,
это позволяет газовую часть отделить от нефтяной и нефтяную
от водяной, управлять процессом извлечения нефти и сущест-
венно увеличить нефтеотдачу.
2. В пластах с газовой шапкой и нефтью с высоким газосо-
держанием давление насыщения нефти газом близко к начально-
му пластовому давлению и работа добывающих скважин без
снижения забойного ниже давления насыщения кажется практи-
чески невозможной. А при снижении забойного давления проис-
ходит существенное или значительное снижение коэффициента
продуктивности по нефти. При этом есть рациональное сниже-
ние забойного давления ниже пластового давления, которое
обеспечивает относительный максимум дебита нефти
Р =Р
с пл а
Чтобы определить величину этого забойного давления, надо
гидродинамически исследовать добывающие скважины по методу
установившихся отборов, получить закономерность снижения их
коэффициента продуктивности по нефти и определить показа-
тель снижения продуктивности при снижении забойного давле-
ния
при этом на каждом режиме добывающая скважина должна ра-
ботать достаточно долго, не менее 2 недель, чтобы успела уста-
новиться величина коэффициента продуктивности по нефти.
3. При высоком газосодержании у добывающих скважин ока-
зывается низким минимальное забойное давление фонтанирова-
ния. И как только перестают искусственно поддерживать необ-
130
ходимое высокое забойное давление, так оно самопроизвольно
катастрофически снижается и вместе с ним катастрофически
снижается коэффициент продуктивности по нефти.
4. После начала обводнения добывающих скважин катастро-
фически быстро возрастает их обводненность, потому что при
снижении забойного давления коэффициент продуктивности по
нефти снижается, а коэффициент продуктивности по воде не
снижается, остается неизменным.
5. При режиме истощения со снижением пластового давления,
благодаря наличию прерывистости разделяющих непроницаемых
прослоев возможно достижение довольно высокой нефтеотдачи
пласта, но при этом снижается темп отбора текущих извлекае-
мых запасов нефти и значительно увеличивается продолжитель-
ность отбора запасов. При этом обостряются проблемы экономи-
ки и бурения скважин-дублёров.
6. Высокую нефтеотдачу пласта может обеспечить своевре-
менное применение газового заводнения, когда перед фронтом
воды создается широкая газовая оторочка, которая обеспечивает
высокий коэффициент вытеснения, а закачиваемая вслед вода
обеспечивает достаточно высокий коэффициент охвата вытесне-
нием; и в итоге получается значительное увеличение коэффици-
ента нефтеотдачи.
Но для эффективного применения газового заводнения необ-
ходимо постоянное поступление достоверной информации о ра-
боте и гидродинамических исследованиях всех действующих
скважин.
2.8. ТЕХНОЛОГИЯ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ
НЕФТИ И ГАЗА
Рассматриваемое месторождение нефти и газа очень крупное
по запасам нефти и очень сложное - многопластовое, имеет бо-
лее 50 залежей: нефтяных, нефтяных с газовыми шапками и га-
зовых; нефть с высоким начальным газосодержанием, с высоким
давлением насыщения газом, близким или равным начальному
пластовому давлению, соответственно с низким минимальным
забойным давлением фонтанирования нефтью. Получается, что
без применения штуцера при низком устьевом давлении само-
произвольно возникает низкое забойное давление, значительно
ниже давления насыщения; происходит катастрофическое сниже-
ние коэффициентов продуктивности пластов по нефти и, не-
смотря на увеличение депрессии, происходит катастрофическое
снижение дебитов нефти,
v
131
Такое уже наблюдали по известному Талинскому нефтяному
месторождению, тоже очень крупному по запасам нефти, но бо-
лее простому, потому что нет нефтяных залежей с газовыми
шапками и газовых залежей. На Талинском месторождении вме-
сто нефтеотдачи 45 % получили нефтеотдачу И %. Рассматри-
ваемое месторождение существенно сложнее Талинского место-
рождения, поэтому возможна еще более низкая нефтеотдача,
меньше 10 %. Это - нижняя оценка возможной нефтеотдачи, но
вполне реальная. Наверное, предчувствие такой низкой нефтеот-
дачи задержало ввод в промышленную разработку рассматривае-
мого месторождения. Поэтому при проектировании разработки
этого месторождения надо в полной мере учитывать всю слож-
ность решаемой проблемы.
На рассматриваемом месторождении необходимо запроекти-
ровать максимально возможно равномерные сетки размещения
скважин по каждому из пластов и в целом по всем пластам. Это
необходимо, чтобы выполнить детальную разведку геологическо-
го строения по всем пластам и, соответственно, увеличить охват
пластов воздействием и их нефтеотдачу; это позволит скважины,
оказавшиеся ненужными по своим проектным пластам, эффек-
тивно использовать по другим пластам. Для этого надо, чтобы
сетки скважин по всем выделенным эксплуатационным объектам
были квадратными из одного стандартного дихотомического ряда
квадратных сеток с площадью на скважину: 1, 2, 4, 8, 16, 32, 64 и
128 га/скв.
Продуктивные пласты и слои обладают природной очень вы-
сокой зональной неоднородностью по продуктивности и эффек-
тивной толщине. Продуктивные пласты обладают общей толщи-
ной, которая состоит из эффективной толщины и неэффективной
толщины; продуктивные пласты обладают высокой расчлененно-
стью, т.е. они состоят из многих проницаемых слоев эффектив-
ной толщины и многих разделяющих непроницаемых прослоев
неэффективной толщины. К этому надо добавить, что как прони-
цаемые слои эффективной толщины, так и непроницаемые про-
слои неэффективной толщины обладают прерывистостью, т.е. по
площади слоев эффективной толщины встречаются зоны неэф-
фективной толщины и по площади прослоев неэффективной тол-
щины встречаются зоны эффективной толщины - места слия-
ния вышележащего и нижележащего слоев эффективной толщи-
ны. Через такие места слияния в процессе разработки будут
происходить межслойные перетоки из газовых слоев в нефтя-
ные слои и наоборот, из водяных слоев в нефтяные и на-
оборот.
В процессе разработки надо будет места слияния слоев и пла-
132
стов, особенно газовых и нефтяных, нефтяных и водяных, выяв-
лять, учитывать и целенаправленно использовать.
Наличие газовых залежей и нефтяных залежей с газовыми
шапками позволяет на рассматриваемом месторождении приме-
нить газовое заводнение с перспективой значительного увеличе-
ния нефтеотдачи пластов. Расчеты показывают, что при обычном
заводнении нефтеотдача пластов будет заведомо меньше 30 %,
потому что коэффициент вытеснения нефти водой Хвыт = 0,4, ко-
эффициент охвата пластов вытеснением менее Кохв = 0,75, в итоге
коэффициент нефтеотдачи Кпо = Хвыт • Кохв = 0,4-0,75 = 0,30 или
30 %. При применении вместо обычного заводнения газового за-
воднения возникает возможность увеличения нефтеотдачи пла-
стов более чем в 2 раза, от коэффициента вытеснения нефти во-
дой перейти к коэффициенту вытеснения нефти газом и частич-
но водой, равному 0,8-0,9, и коэффициенту нефтеотдачи Кяо -
Квыт • Кохв = 0,80-0,75 = 0,60 или 60 %.
Однако эту благоприятную потенциальную возможность не
так просто практически осуществить. На уже упомянутом Та-
линском нефтяном месторождении вместо проектного коэффи-
циента нефтеотдачи Кцо = КВЪ1Т • Кохв = 0,55-0,82 = 0,45 или 45 %
фактически осуществился коэффициент нефтеотдачи Кпо = Квыг х
к Кохв - 0,55-0,20 = 0,11 или 11 %; произошло это из-за катастро-
фического снижения коэффициента охвата пластов вытеснением
<' Кохв = 0,82 до Кохв = 0,20. Произошло это при благом пожела-
нии увеличить добычу нефти, когда при отказе от фонтанного
способа эксплуатации добывающих скважин и переходе к глу-
биннонасосному способу эксплуатации перестали с применением
пггуцеров искусственно поддерживать высокое устьевое давление
и забойное давление на уровне давления насыщения нефти га-
зом. После этого произошло катастрофическое снижение забой-
ного давления ниже давления насыщения (снижение примерно
на 130 ат с 160-170 ат до 30-40 ат), произошло катастрофиче-
ское снижение коэффициентов продуктивности по нефти в
<* ’ = е v 7 = 49,40 = 50 раз, что равносильно превра-
щению маловязкой нефти в высоковязкую со всеми вытекающи-
ми отсюда отрицательными последствиями, включая резкое сни-
жение добычи нефти, коэффициента охвата вытеснением и коэф-
фициента нефтеотдачи пластов. Все это прямо связано с выделе-
нием из нефти газа, выпадением из нефти и накоплением в приза-
бойных зонах пластов твердых частиц парафинов и асфальтенов.
В условиях рассматриваемого месторождения тоже вполне
возможно такое отрицательное явление, но его нельзя допустить.
Поэтому для обеспечения одной и той же депрессии вместо сни-
133
жения забойного давления ниже давления насыщения на 30-
50 ат лучше осуществить увеличение пластового давления на 30-
50 ат выше начального уровня. Такое обеспечение депрессии не
за счет снижения, а за счет повышения давления позволит уве-
личить коэффициенты продуктивности по нефти и, соответст-
венно, дебиты нефти в 2-4 раза.
Теперь отметим, что на рассматриваемом нефтяном месторо-
ждении по нефтяным пластам с их большими нефтяными пло-
щадями и большими числами скважин без особых проблем будет
осуществлено высокое пластовое давление. На периферийных
участках периферийными скважинами будет выполнено экрани-
рование внутренней области с высоким пластовым давлением,
чтобы не допустить за счет этого высокого давления оттока части
извлекаемых запасов нефти во внешние водоносные области.
Итак, на рассматриваемом месторождении выделяется не-
сколько эксплуатационных объектов, например, 8 объектов. В
центральной части месторождения присутствуют все объекты и
их сетки скважин.
Пусть каждая сетка скважин имеет плотность 32 га/скв. Тогда
вместе все 8 объектов имеют плотность 32:8 = 4 га/скв. Эти сет-
ки скважин (общая всех эксплуатационных объектов и отдель-
ные по объектам) представлены на рис. 2.1.
Судя по пробуренным, геофизически и гидродинамически ис-
следованным разведочным скважинам, можно принять вероятную
модель геологического строения нефтяных и газонефтяных пла-
стов. И эту модель можно будет заложить в расчет процесса раз-
работки.
По каждому эксплуатационному объекту по критерию рацио-
нальности, т.е. по максимуму экономической эффективности
обосновывается рациональная плотность 5 сетки скважин1. По-
' Система разработки нефтяного месторождения, составленная из квадратных
сеток одного стандартного дихотомического ряда, может быть значительно слож-
нее, чем показана на рис. 2.1, если рациональная плотность по объектам не будет
соответствовать какой-то одной стандартной сетке, например, 32 га/скв.; более
того, если рациональные плотности по объектам не будут представляться стан-
дартными сетками, будут промежуточными сетками, например, рациональная
плотность сетки скважин 25 га/скв. больше стандартной плотности 32 га/скв. и
меньше стандартной плотности 16 га/скв.; тогда на участках повышенной эффек-
тивной толщины она будет представляться плотностью 16 га/скв., а на участках
пониженной эффективной толщины будет представляться плотностью 32 га/скв.
и доля плотности 16 га/скв. будет
11 17
—-8 + — (1-5) = — 1; 8 =-4- = 0,28.
16 32 25 25
Таким образом, порядок построения сложных систем разработки крупных
нефтяных .месторождений из квадратных сеток стандартного дихотомического
ряда уже принят.
134
3
Рис. 2.1. Сетки скважин. Цифрами 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7 и 8 показаны сетки сква-
жин по 1-му, 2-му, 3-му, 4-му, 5-му, 6-му, 7-му и 8-му эксплуатационным
объектам; общая сетка скважин 1 + 2 + 3 + 4 + 5 + 6 + 7 + 8
скольку так будет сделано по каждому объекту, то, значит, сде-
лано в целом по месторождению. Но перед выбором рациональ-
ной плотности сетки скважин уже должна быть выбрана рацио-
нальная схема воздействия на продуктивные нефтяные пласты и
соотношение добывающих и нагнетательных скважин т. Кон-
кретно, должна быть выбрана рассредоточенная схема воздейст-
вия, например, обращенная 9-титочечная с т = 3, как начальная
наиболее устойчивая в условиях сложного геологического строе-
ния пластов. Практически при осуществлении воздействия на
пласты вместо регулярной площадной схемы воздействия может
135
быть избирательная схема воздействия или какое-то сочетание
избирательной и площадной.
На месторождении должна осуществляться адаптивная систе-
ма разработки, оперативно приспосабливаемая к фактическому
геологическому строению продуктивных пластов, обнаруженному
после бурения проектных скважин.
При этом особо встает проблема избирательности добываю-
щих и нагнетательных скважин. Так по залежам нефти с газовы-
ми шапками добывающими надо делать те скважины, у которых
наибольшая бесконтактная нефтяная толщина, защищенная раз-
деляющими непроницаемыми прослоями сверху от газовых сло-
ев-пластов и снизу от водяных слоев-пластов. А нагнетательны-
ми надо делать те скважины, у которых наименьшая бесконтакт-
ная нефтяная толщина, и те, которые оказались в местах слия-
ния газовых и нефтяных, нефтяных и водяных слоев-пластов.
При этом особую ценность приобретают гидродинамические
подтверждения действительной непроницаемости разделяющих
непроницаемых прослоев по факту межслойных перетоков на
забоях остановленных скважин и наличия мест слияния, т.е. мест
отсутствия разделяющих непроницаемых прослоев, по факту от-
сутствия межслойных перетоков.
Процесс разработки будет начинаться с эксплуатации добы-
вающих скважин. Скважины, оказавшиеся с высокими газовыми
факторами, придется либо ремонтировать - изолировать газовые
слои, либо превращать в нагнетательные; а скважины, запроекти-
рованные нагнетательными, но сначала дающие нефть с неувели-
ченным газовым фактором, возможно, лучше будет оставить до-
бывающими.
Без проблем будет начинаться закачка воды в выбранные на-
гнетательные скважины. В нефтяных пластах с газовыми шапка-
ми на газонефтяных контактах и в местах слияния газовых слоев
с нефтяными, а также по открытым трещинам будет вытеснение
нефти газом, пока давление в газовых шапках и в газовых слоях
будет выше, чем в нефтяных, В противном случае при более
низком пластовом давлении в газовой части будет переток нефти
из нефтяной части в газовую. Поэтому, не зная во всех случаях
гидравлические связи газовой части с нефтяной частью, не сле-
дует отбирать газ из газовой части, а переток газа в нефтяную
часть следует обеспечивать более высоким пластовым давлением
путем закачки воды в газовую часть.
Таким образом, в каких-то местах рассматриваемого месторо-
ждения с самого начала самопроизвольно будет происходить вы-
теснение нефти газом и после прорыва газа в ближайшие добы-
вающие скважины надо будет стремиться закачивать воду, чтобы
136
исключить бесполезную холостую прокачку большого количества
газа. Более того, при наличии достаточно больших запасов газа и
достаточно больших бесконтактных нефтяных участков необхо-
димо с самого начала в нагнетательные скважины закачивать газ
и осуществлять газовое заводнение.
Воде все равно, что захоронять: нефть или газ. Но в одном и
том же поровом объеме пласта остаточная нефть в 5 раз и более
дороже остаточного газа. Заменяя остаточную нефть на остаточ-
ный газ, спасаем более 80 % ценности.
Необходимое высокое давление газа газовых залежей достига-
ется либо за счет закачки воды в газовые залежи, либо путем
применения одноступенчатых компрессоров, повышающих дав-
ление газа в 3-5 раз.
Эффект осуществления данной технологии разработки рас-
сматриваемого месторождения нефти и газа будет состоять в ста-
бильной увеличенной добыче нефти и увеличении нефтеотдачи
пластов по сравнению с возможной минимальной в 5-10 раз и
по сравнению с официально утвержденной в 2 раза.
Почти все компоненты предложенной технологии давно из-
вестны, например, по нашим опубликованным научным трудам и
признанным изобретениям, но это будет интеллектуальная тех-
нология, которая начинается с качественного строительства
скважин и постоянно требует достоверной информации о работе
всех скважин и их гидродинамических исследованиях, совершен-
но необходимой для эффективного управления процессом.
2.9. О РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ
С БОЛЬШОЙ ГАЗОВОЙ ШАПКОЙ
Разработка нефтяной залежи с большой газовой шапкой су-
щественно сложнее, чем нефтяной, но может дать высокую неф-
теотдачу, если будет учтена и целенаправленно использована ре-
альная неоднородность, многослойность, расчлененность и пре-
рывистость проницаемых прослоев.
Математики-гидродинамики, занятые вопросами разработки
нефтяных пластов, в том числе нефтяных пластов с большими
газовыми шапками, имеют обычай представлять пласты моно-
литными и анизотропными по проницаемости, т.е. представлять
пласты нерасчлененными и непрерывными, у которых верти-
кальная проницаемость во много раз (в 10-100 и более раз)
меньше горизонтальной проницаемости (вертикальная проницае-
мость для вертикального фильтрационного потока, а горизон-
тальная проницаемость для горизонтального потока). Однако
137
такое представление пластов является неудовлетворительным:
во-первых, потому что такой высокой анизотропии пластов (10,
100 и более) практически никто не встречал; во-вторых, потому
что высокая анизотропия пластов по проницаемости (даже 1000
и более) не позволяет показать влияние обычно наблюдаемой
расчлененности пластов и наличия многих разделяющих непро-
ницаемых прослоев, ибо нулевую проницаемость и бесконечно
большое фильтрационное сопротивление нельзя представить вы-
соким, но конечным фильтрационным сопротивлением. При бо-
лее низкой в 1000 раз вертикальной проницаемости, тем не ме-
нее, вертикальное фильтрационное сопротивление может быть в
10 раз ниже горизонтального фильтрационного сопротивления, и
нефтяные слои не будут защищены от газовых слоёв; даже при
перфорации и эксплуатации только нефтяных слоёв; в основном,
будет отбираться газ из соседних газовых слоёв, а нефть из неф-
тяных слоёв будет теряться; и бурение горизонтальных скважин
вместо вертикальных не поможет, не даст защиты нефти от со-
седнего газа. По-настоящему защищают нефть от газа и позво-
ляют отбирать нефть без газа соседних газовых слоёв только аб-
солютно непроницаемые разделяющие прослои!
Итак, обычно (в большинстве случаев) продуктивные пласты
имеют общую толщину hn(> и эффективную толщину Лэф, а раз-
ность общей и эффективной толщин (h^ - /гэф) представляет со-
бой неэффективную толщину Лнеэф, и неэффективная толщина
состоит из (Пел - 1) разделяющих непроницаемых прослоев, а
эффективная толщина состоит из псл проницаемых слоёв. Буре-
ние горизонтальных скважин (их горизонтальной длины) по не-
многим проницаемым нефтяным слоям существенно повышает
их дебит нефти, но не защищает от газа, а защиту от газа дают
непроницаемые прослои. Возможное у горизонтальных скважин
уменьшение депрессии (разности пластового и забойного давле-
ний) тоже не защищает от газа.
Что связывает нефтяные слои и газовые слои?
В одних слоях вместе присутствуют нефть и газ, и их разде-
ляет газонефтяной контакт. В других слоях присутствуют только
нефть или нефть с водой, которые разделяет водонефтяной кон-
такт, а гидродинамическая связь нефти с газом происходит через
места отсутствия разделяющих непроницаемых прослоев - через
места слияния газовых и нефтяных слоёв (окна слияния) и через
крупные вертикальные проницаемые трещины.
Как лучшим образом разрабатывать нефтяную залежь с боль-
шой газовой шапкой при наличии многих разделяющих непро-
ницаемых прослоев, которые, однако, не являются сплошь непре-
рывными и имеют места отсутствия - места слияния проницае-
138
мых слоев или пронизаны крупными вертикальными проницае-
мыми трещинами?
По разведочным скважинам нет детальной картины, установ-
лены лишь многослойность и расчлененность; есть проницаемые
слои и непроницаемые разделяющие прослои; но расчлененность
не является постоянной и прослои не являются непрерывно вы-
держанными; выделены газонефтяной контакт и водонефтяной
контакт - общие для всех слоёв.
Поэтому проектируется применение равномерной квадратной
сетки скважин, например, с плотностью 16 га на скважину.
Предварительно проектируется рассредоточенное заводнение по
обращенной 9-точечной схеме. Важно, что заводнение будет рас-
средоточенным, но осуществляться будет избирательное заводне-
ние после бурения проектных скважин и установления на каж-
дом участке детального геологического строения пластов.
При осуществлении системы разработки в добывающих сква-
жинах перфорируют и эксплуатируют бесконтактные нефтяные
толщины, т.е. нефтяные слои, сверху от газа и снизу от воды
защищенные непроницаемыми прослоями. Понятно, что в
первую очередь добывающими будут скважины, у которых таких
защищенных нефтяных толщин будет достаточно много.
Процесс начинается с эксплуатации скважин и непрерывного
качественного контроля их дебита нефти, газового фактора, об-
водненности и забойного давления; с необходимых гидродинами-
ческих исследований. Вообще должен стать нормой большой
объем гидродинамических исследований скважин по определе-
нию их коэффициентов продуктивности по нефти и воде. Значе-
ния коэффициентов продуктивности по нефти и воде и газового
фактора в зависимости от накопленного отбора нефти по каждой
отдельной скважине позволяют осуществлять мониторинг - по
ходу эксплуатации по скважинам определять важнейшие пара-
метры процесса: начальный коэффициент продуктивности, ха-
рактеризующий начальную продуктивность эксплуатируемых
нефтяных слоев, неравномерность вытеснения нефти, различие
физических свойств (прежде всего подвижности и плотности)
нефти и вытесняющей воды, возможные извлекаемые запасы
нефти по каждой скважине, изменение (снижение) коэффициен-
та продуктивности по нефти по скважине при снижении ее за-
бойного давления ниже давления насыщения нефти газом.
Очень важным является установление закономерности сни-
жения дебита нефти в целом по залежи на естественном режиме
при снижении пластового давления с учетом влияния газовой
шапки, ее расширения и поступления из нее газа в нефтяные
слои, где также происходит выделение газа и увеличение объема;
139
за счет того и другого увеличения объема происходит отбор неф-
ти и газа.
Очень важным является определение времени перехода от
режима истощения со снижением пластового давления к режиму
поддержания пластового давления путем закачки воды. Задержка
этого перехода может привести к холостому отбору большого
количества газа (из газовой шапки) и значительному снижению
коэффициента нефтеотдачи. За первый период режима истоще-
ния также надо определить конкретные места перетока газа из
газовой шапки в нефтяные слои. Это можно сделать по увеличе-
нию газового фактора у окружающих добывающих скважин. А
при достижении предельного высокого газового фактора надо
будет закачивать воду, которая пойдет вслед за газом и умень-
шит его подвижность; газ будет обеспечивать предельно высокий
коэффициент вытеснения нефти, а вода будет обеспечивать дос-
таточно высокий коэффициент охвата вытеснением и вместе они
обеспечат высокий коэффициент нефтеотдачи.
Под закачку воды будут выбирать скважины с минимальной и
нулевой бесконтактной нефтяной толщиной, у которых нефтя-
ные слои не отделены от газовых слоев и не разделены между
собой непроницаемыми прослоями.
Для увеличения пластового давления в газовой шапке в ее
центре могут быть расположены нагнетательные скважины с за-
качкой воды.
При разработке нефтяной залежи с большой газовой шапкой
с самого начала надо принять условие, что в первую очередь от-
бирается нефть, а газ будет отбираться попутно, как прорвав-
шийся вытесняющий агент. И пластовое давление будет сни-
жаться почти синхронно как в нефтяных слоях, так и в газовой
шапке. А одновременная добыча нефти из нефтяных слоев и газа
из газовой шапки при одинаковом снижении там и там пластово-
го давления приводит к потере части извлекаемых запасов
нефти.
Наполненная нефтью единица порового объема пласта при-
мерно в 5 раз дороже, чем наполненная газом.
Таким образом, возможна рациональная разработка нефтяной
залежи с большой газовой шапкой, которая значительно, при-
мерно в 2 раза, увеличит извлекаемые запасы нефти.
Но это будет интеллектуальная технология, требующая для
своего осуществления постоянно в большом объеме достоверной
информации о работе скважины и их гидродинамических иссле-
дованиях по определению текущих коэффициентов продуктивно-
сти. При этой технологии постоянно проводится локальная и
глобальная оптимизация работы скважин.
140
Примерно такая технология нами (ТатНИПИнефть) в 1977 г.
была запроектирована на крупнейших нефтяных месторождениях
Западной Сибири: Лугенецком, Лянторском и Федоровском. В
последующие годы в более простом виде эта технология была
практически осуществлена на этих месторождениях и показала
вполне удовлетворительную эффективность.
2.10. РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ
ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ С ГАЗОВОЙ ШАПКОЙ
И ПОДОШВЕННОЙ ВОДОЙ
Что делать, если месторождение высоковязкой нефти сверху
имеет большую газовую шапку, а снизу имеет подошвенную во-
ду; к тому же нефть имеет достаточно высокое газосодержание и
высокое давление насыщения газом, близкое или равное пласто-
вому давлению?
Первый встречный вопрос: а общая толщина нефтяных пла-
стов больше их эффективной нефтяной толщины? Да, конечно;
обычно в 2-3 раза больше, редко в 1,5 раза больше. Значит, об-
щая толщина состоит из эффективной проницаемой нефтяной
толщины, содержащей запасы нефти, и неэффективной непрони-
цаемой толщины, не содержащей запасы нефти. Обычно общая
толщина обладает существенной или значительной расчлененно-
стью, состоит из множества пластов и слоев эффективной тол-
щины, разделенных пропластками и прослоями неэффективной
толщины, нередко неэффективная толщина разделяющих про-
пластков и прослоев бывает равна и больше эффективной тол-
щины пластов и слоев.
Второй встречный вопрос: а неэффективная толщина пропла-
стков и прослоев обладает вертикальной проницаемостью? Эти
пропластки и прослои действительно являются разделяющими,
не пространственно, а гидродинамически? Перейдем к числам.
Если у соседних нефтяных слоев их эффективные толщины по
5 м, и у прослоя, разделяющего эти соседние слои, неэффектив-
ная толщина тоже равна 5 м, а расстояние между соседними
скважинами 500 м, то у слоев и у прослоя тоже геометрическое
(т.е. пока без учета проницаемости) фильтрационное сопротив-
ление по горизонтали будет пропорционально -^ = 100, а по
вертикали пропорционально = те- будет в 10 тыс. раз
меньше. Если вертикальная проницаемость разделяющего про-
141
слоя будет в 10 тыс. раз меньше, то физическое (теперь уже с
учетом проницаемости) горизонтальное фильтрационное сопро-
тивление у слоев будет равно физическому вертикальному
фильтрационному сопротивлению у разделяющего прослоя; и
при различии давления в слоях обязательно произойдет переток
из одного слоя в другой слой через разделяющий прослой, т.е.
прослой не будет разделяющим! Чтобы прослой был разделяю-
щим, его вертикальная проницаемость должна быть нулевой, т.е.
меньше в бесконечное число раз, а не в 10 тыс. раз! А как прове-
рить в конкретной добывающей скважине, что разделяющий про-
слой является действительно гидродинамически разделяющим?
Добывающую скважину надо оставить, спустить глубинный рас-
ходомер и обнаружить межслойный переток жидкости (нефти).
Природа такова, что слои обладают зональной неоднородностью
по проницаемости и несогласованной проницаемостью по зонам!
Поэтому в одной и той же скважине разные слои обладают раз-
ным локальным пластовым давлением, поэтому в остановленной
скважине возникает переток из одного слоя в другой, который
можно зафиксировать с помощью глубинного расходомера.
В разработке такого сложного нефтяного месторождения пер-
востепенное значение имеет гидродинамическая корреляция не-
проницаемых прослоев, выявление мест отсутствия непроницае-
мых прослоев и слияния проницаемых слоев. При применении
квадратных сеток скважин из одного стандартного дихотомиче-
ского ряда квадратных сеток с плотностью (с площадью на сква-
жину в га): 1, 2, 4, 8, 16, 32, 64, 128 га/скв. можно и нужно будет
сделать максимально возможно равномерную сетку по каждому
эксплуатационному объекту и в целом по месторождению. По
каждому эксплуатационному объекту при равномерной сетке
пробуренных скважин при первоначальном равномерном разме-
щении нагнетательных скважин, например, по обращенной 9-
точечной схеме, фактически надо будет осуществлять избира-
тельности: добывающими надо будет делать скважины с макси-
мальной бесконтактной нефтяной толщиной, защищенной непро-
ницаемыми прослоями сверху от газа (т.е. от газовых слоев) и
снизу от воды (т.е. от водяных слоев); наоборот нагнетательными
надо будет делать скважины с максимальной контактной нефтя-
ной толщиной и попавшие в зоны слияния газовых и нефтяных,
нефтяных и водяных слоев. Ни в коем случае нельзя будет торо-
питься с отбором газа из газовых слоев; при расширении газовых
шапок для поддержания высокого пластового давления в них
надо будет закачивать воду.
По возможности надо будет, прежде всего, осуществлять вы-
теснение нефти газом, но направление движения газа должно
142
быть контролируемым, чтобы после прорыва газа в отдельные
окружающие добывающие скважины вслед за газом шла закачка
воды и фактически осуществлялось газовое заводнение.
Имея в виду, что нефть высоковязкая, для повышения коэф-
фициента охвата пластов вытеснением будет осуществляться
циклическая закачка воды и чередующаяся - воды и небольшой
части (10 %) добытой и дегазированной высоковязкой нефти.
Из-за высокого начального газосодержания и высокого давле-
ния насыщения нефти депрессию на нефтяные пласты надо бу-
дет увеличивать не за счет снижения забойного давления добы-
вающих скважин ниже давления насыщения со значительным
снижением коэффициентов продуктивности по нефти и значи-
тельным повышением эквивалентной вязкости нефти и снижени-
ем нефтеотдачи пластов, а путем существенного повышения пла-
стового давления выше начальной величины. Но при этом внут-
реннюю область с высоким пластовым давлением надо будет эк-
ранировать, чтобы не допустить оттока во внешнюю водоносную
область и потерю там части начальных извлекаемых запасов
нефти.
Наконец, надо совершенно ясно заявить, что представленный
способ разработки месторождения высоковязкой нефти с газовой
шапкой и подошвенной водой, не требующий каких-то крупных
дополнительных капитальных затрат и дающий огромный техно-
логический эффект - увеличение текущей добычи нефти и ко-
нечной нефтеотдачи, является интеллектуальным способом, тре-
бующим постоянного качественного контроля за работой каждой
добывающей и каждой нагнетательной скважины и постоянной
оптимизации процесса. Результатом постоянной качественной
информации и оптимизации оказываются огромные технологиче-
ские и экономические эффекты.
3______________________
ДРУГИЕ МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ
НЕФТЕОТДАЧИ
3.1. ЗАКАЧКА НЕФТИ ДЛЯ УВЕЛИЧЕНИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ
Наверное, это кажется парадоксальным: закачивать нефть в
нефтяные пласты, чтобы значительно увеличивать добычу нефти
из этих пластов.
Но разве не парадоксальным было поведение древнего чело-
века, который не съел всё собранное зерно, часть его сберег и
весной в холодную мокрую землю бросил в надежде, что из этого
зерна летом вырастет значительно больше нового зерна! Пред-
ставляете себе, как трудно было когда-то древнему человеку не
съесть всё зерно, часть его сберечь и весной бросить в распахан-
ную землю?!
Также психологически трудно современному человеку малую
часть добытой нефти обратно закачать в нефтяные пласты. Не-
сомненно, нефть для нефтяников - святое. Поэтому многие неф-
тяники всерьез думают, что самое главное - увеличение нефтеот-
дачи пластов, а не увеличение экономической эффективности
добычи нефти, не увеличение продуктов труда в общечеловече-
ском смысле. Многие нефтяники всерьез думают, что возникно-
вение жизни на земле более простое дело, чем возникновение
нефти. Поэтому существует теория органического происхожде-
ния нефти, по которой сначала возникает жизнь - живые расте-
ния и существа, затем они погибают и из них возникает нефть.
Нефтяники, особенно, геологи-нефтяники, не связанные с
экономическими затратами на добычу нефти, готовы самые доро-
гие материалы потратить ради увеличения нефтеотдачи. Они го-
товы нефть вытеснять спиртом (такое в жизни действительно
было!), вытеснять растворителями, хотя спирт и растворители
значительно дороже нефти! Готовы высоковязкую нефть вытес-
нять горячей водой с температурой свыше 250 °C до 300 °C и для
этого сжигать значительную часть добытой нефти (обычно около
30 %, но были случаи - и больше, были парадоксальные случаи,
когда ради добычи высоковязкой нефти путем вытеснения горя-
чей водой, для приготовления горячей воды сжигали всю добы-
144
тую нефть! Там было разделение труда: одни добывали нефть,
другие для приготовления горячей воды добытую нефть сжигали,
зато те и другие успешно выполняли план). При применении
тепловых методов надо четко различать физическую нефтеотдачу
пластов и товарную нефтеотдачу, т.е. нефтеотдачу за вычетом
нефти, сожженной для приготовления горячей воды. Тепловые
методы особенно процветали, когда государство за 1 т нефти,
добытую тепловыми методами, платило вдвое больше, чем за 1 т
нефти, добытую другими нетепловыми методами.
Как известно, существует колоссальная проблема - низкая
нефтеотдача пластов, содержащих нефть высокой и сверхвысокой
вязкости, при обычном заводнении. Например, когда вязкость
нефти в пластовых условиях в 200 раз выше вязкости воды, а
подвижность воды в 100 раз выше подвижности нефти. Имейте в
виду, что нефть с вязкостью в 200 раз выше вязкости воды явля-
ется легкотекучей жидкостью! Чтобы зрительно были явно вид-
ны затруднения при течении жидкости, ее вязкость должна быть
еще больше, в 10 и более раз, т.е. должна быть выше вязкости
воды в 2000 и более раз.
По залежам нефти высокой и сверхвысокой вязкости во мно-
гих случаях пробуренные скважины обладают вполне удовлетво-
рительной и даже повышенной продуктивностью. И их беда
обычно не в низком дебите нефти, а в высоком соотношении
вязкостей нефти и воды, например, равном 200 и, соответствен-
но, в высоком соотношении подвижностей воды и нефти, напри-
мер, равном 100.
При разработке залежей нефти высокой и сверхвысокой вяз-
кости при внутриконтурном воздействии, по нашему представле-
нию, целесообразно применять чередующуюся закачку ненагре-
той воды (90 %) и небольшой части (10 %) добытой и дегазиро-
ванной нефти. В момент завершения работы добывающей сква-
жины в условиях чередующейся закачки в ее дебите по объему
будет 95 % вытесняющего агента и 5 % товарной нефти, а в вы-
тесняющем агенте 0,1-95 % - 9,5 % нефти; всего в дебите жидко-
сти 9,5 + 5 = 14,5 % нефти. После завершения чередующейся за-
качки воды и нефти будет обычная закачка воды. И доля нефти
в дебите добывающей скважины снова будет снижена до 5 %.
Соответственно, будет отобрана часть нефти, закачанной в пла-
сты и пока оставшейся там.
Итак, начнем по порядку. Сначала рассмотрим обычное за-
воднение нефтяных пластов. Соотношение подвижностей воды и
нефти принято равным ц. = 100. Далее учтем последовательную
работу зоны нагнетательной скважины (области закачки) и зоны
добывающей скважины (области отбора) и параллельную работу
145
слоя, дающего нефть, и слоя, дающего вытесняющую воду. При
этом соотношение фильтрационных сопротивлений слоев, даю-
щих нефть и дающих воду, будет:
- в начальный период, когда соотношение добывающих и на-
гнетательных скважин равно т (конкретно, при применении об-
ращенной 9-точечной схемы площадного воздействия т = 3)
1 1
-- —
_ ц* т _ т + _ 3 + 100 _ -JC.
- 1 , 1 - W7T " ТГГ - 25’75’
7П • |1,
- в среднем (с учетом зональной неоднородности пластов по
проницаемости и постепенного, начиная с наиболее проницаемых
зон, выбытия добывающих скважин при достижении предельной
обводненности и их превращения в нагнетательные)
При результирующей неравномерности вытеснения нефти в
добывающую скважину, количественно характеризуемую квадра-
том коэффициента вариации V2 = 0,667, коэффициент использо-
вания подвижных запасов нефти равен:
К3 = Кзи + (Кзк - К ) А,
где Хзн
= 0,895;
ЭК 0,95 + 0,25-У2 0,95 + 0,25 0,667 ’ ’
Д _ _____Д______ _ ______0,95_________ _ q 2 уд.
(l-Aj-Mo+A (1 - 0,95) • ц0 + 0,95
Ai - предельная объемная доля воды в дебите жидкости добы-
вающей скважины; А - расчетная предельная доля вытесняющего
агента; с учетом этого получается
К3 = 0,250 + 0,645 • 0,273 = 0,426.
При коэффициенте вытеснения и коэффициенте сетки,
равных
146
Ка Кс = 0,667 0,900 = 0,600;
коэффициент нефтеотдачи получается равным
Кно = Кв • Кс • К3 = 0,600 • 0,426 = 0,256.
При чередующейся закачке воды (90 %) и небольшой части
(10 %) добытой и дегазированной высоковязкой нефти (считаем,
что при дегазации вязкость нефти увеличивается в 2 раза) соот-
ношение фильтрационных сопротивлений слоев, дающих нефть и
дающих вытесняющий агент, в среднем получается равным
_ _______(0,9 + 0,1 • 2 • ц«) + _ 20,9 + 100 _ 2 392 = 29
” (0,9 + 0,1 • 2 • ц.) + (0,9 + 0,1 • 0,2 • ц.) 20,9 + 20,9 ’ ’
С учетом этого расчетная предельная доля вытесняющего
агента в дебите добывающей скважины равна
А = 7-------------= 7----------------= 0,868.
(1 - Д) • ц0 + At (1 - 0,95) 2,9 + 0,95
Коэффициент использования подвижных запасов нефти
получается равным
К.л = Кзн + (Хзк - Хзн) • А = 0,250 + 0,645 • 0,868 = 0,810.
При этом с учетом коэффициентов вытеснения и сетки
Кп • Кс = 0,600 и закачки в нефтяные пласты небольшой части
(10 %) добытой нефти коэффициент нефтеотдачи получается
равным
Кно - Кв • Кс • К3 • (1 - 0,1) = 0,600 • 0,810 • 0,900 = 0,437,
что больше, чем при обычном заводнении в = 1,709 раза.
0,236
При коэффициенте использования подвижных запасов нефти
К.л = 0,810 при А = 0,868 расчетный отбор жидкости в долях под-
вижных запасов нефти равен
/•' = Кзя + (Хзк - Хзн) • In—- = 0,250 + 0,645 • In-!-= 1,556.
зн \ ЗК зн) 1 _ л , 1 _ 0 868
После прекращения чередующейся закачки через нагнетатель-
ные скважины может быть осуществлена обычная закачка воды.
До прорыва этой закачиваемой воды в добывающую скважину
гуда будут поступать нефть из непромытых нефтяных слоев и
прежний вытесняющий агент из промытых агентом слоев. При
147
этом фильтрационное сопротивление у слоев, дающих нефть,
больше, чем у слоев, дающих вытесняющий агент, во столько раз
ц =-------1±Ь-------= 1 +..1.9° = 4 612.
™ 1 + 0,9 + 0,1 • 2 • ц, 1 + 20,9
При объемной предельной доле вытесняющего агента
д -_______А______-__________°’979______= 0 910
(l-^)g0 + A (1 - 0,979) 4,612 + 0,979
при этом коэффициент использования подвижных запасов нефти
К3 = 0,250 + 0,645 • 0,910 - 0,837
и отбор расчетной жидкости в долях подвижных запасов нефти
F = 0,250 + 0,645 • In--— = 1,803.
1 - 0,910
Эта величина больше величины, достигнутой за период чере-
дующейся закачки, на величину прироста
ДГ=1,803-1,556=0,247.
Этот прирост расчетного отбора жидкости примерно соответ-
ствует расчетному отбору жидкости за период обычной закачки
воды до появления этой воды в добывающей скважине
AF=0,247 ^Хзн =0,250.
При этом доля закачанной в пласты и невытесненной нефти с
0,1 снизится до
е=0,1 fl - -M=o,i-fl - P^ko,O7O,
I F ) I. 0,837 J
а коэффициент нефтеотдачи достигнет величины
Кно= Кв Кс-К3 (1-е) = 0,600 - 0,810 (1-0,07) = 0,467,
т.е. коэффициент нефтеотдачи дополнительно увеличился в
1,069 раза и стал больше, чем при обычном заводнении в
0,467 ,
о^5б=1-824 раза.
В рассматриваемый момент завершения начального периода
закачки только воды доля закачанной в пласты нефти уменыпи-
148
лась в целом с 10 % до 7 %. Понятно, что вблизи добывающей
скважины она составляет 10 %, а вблизи нагнетательной скважи-
ны 0 %.
В рассматриваемый момент доля нефти в дебите жидкости
добывающей скважины (из вытесняющего агента и непромытых
нефтяных слоев) составляет
Ки -К(. К3 -(1 -е)=0,1 0,979+(1 0,979)-0,098+0,021=0,119,
т.е. 11,9%.
Таким образом, за начальный период закачки только воды до-
ля нефти в дебите жидкости уменьшилась с 14,5 % до 11,9 % или
на 2,6 %. Но, судя по доле нефти в дебите 11,9 %, можно про-
должать эксплуатировать добывающую скважину, уменьшая до-
лю закачанной нефти в непромытых нефтяных слоях.
Таким образом, здесь для залежи нефти высокой и сверхвы-
сокой вязкости была показана эффективность применения при
заводнении чередующейся закачки небольшой части (10 %) до-
бытой высоковязкой нефти обратно в нефтяные пласты с целью
значительного увеличения добычи нефти (на 71 %); также пока-
зана возможность при последующем переходе на закачку только
поды извлечение части закачанной в пласты нефти на И % и
более (в сумме на 82 % и более).
Важно отметить, что добытую высоковязкую нефть обратно
закачивают в ее собственный нефтяной пласт и ничего непред-
виденного негативного не может быть.
3.2. УВЕЛИЧЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ НА МЕСТОРОВДЕНИЯХ
ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ
Низкая нефтеотдача на месторождениях высоковязкой неф-
ти - это важнейшая проблема, требующая быстрого эффективно-
го решения; ведь геологические запасы такой нефти в нашей
стране очень большие, они исчисляются многими миллиардами
тонн и пока практически не разрабатываются. А извлекаемые
запасы нефти составляют малую часть от геологических запасов,
поэтому, прежде всего, необходимо увеличить коэффициент неф-
теотдачи.
Данное рассмотрение проблемы касается месторождений вы-
соковязкой нефти с достаточно большой нефтяной площадью с
обязательным внутриконтурным воздействием. Для таких место-
рождений предлагается новый принципиально иной, чем обычно
проектируется, способ воздействия на нефтяные пласты.
149
Большинство уже открытых и в той или иной мере разраба-
тываемых месторождений высоковязкой нефти, расположенных
на территории бывшего Советского Союза, обладают вполне
удовлетворительной продуктивностью; и проблему составляет
высокая вязкость нефти. И даже не сама по себе высокая вяз-
кость, ведь нефть с вязкостью 200 сП является легкотекучей
жидкостью. Проблему составляет высокое соотношение вязко-
стей нефти и вытесняющей воды, например, равное 200, и высо-
кое соотношение подвижностей вытесняющей воды и нефти, на-
пример, соответственно, равное 100.
С учетом взаимодействия и совместной последовательной ра-
боты зоны нагнетательной скважины (области закачки) и зон
нескольких окружающих добывающих скважин (области отбора),
а также параллельной работы слоя, дающего нефть, и слоя, даю-
щего воду, интегральное соотношение подвижностей воды и неф-
ти имеет вид
Mo=-f-
1 1
+ —
т _ т + и*.
1 т + 1 ’
|1, т • ц,
в начальный период, когда соотношение добывающих и нагнета-
тельных скважин, например, равно т = 3 (такое соотношение
имеет место при. обращенной 9-точечной схеме площадного воз-
действия) и при ц. = 100 будет равно
3 4- 100 q с »7 г.
Но =^-=25,75,
в дальнейшем в среднем будет т = 1 (потому что отдельные до-
бывающие скважины при достижении предельной обводненности
выключаются из работы и превращаются в новые нагнетатель-
ные), и при этом получается
1 + 100 С
ц0=_—_=5°,5.
При обычной расчетной послойной неоднородности по про-
ницаемости эксплуатируемых нефтяных пластов V2 = 0,667 и
предельной обводненности отбираемой жидкости At = 0,95 ко-
эффициент использования подвижных запасов нефти оказывает-
ся равным:
формула коэффициента использования подвижных запасов
нефти
150
К =К +(К - кЛа,
.» on у ок он /
где
К"' = 1,2 + 4,2 V2 =1.2 + 4,2 • 0,667 ==0,250’
I/ ________1_________________1__________ Q
'* 0,95 + 0,25 V2 0,95 + 0,25 • 0,667
А =________А________-______2А5_______=0 2
(1 - Д) • Цо + Д 0,05 • 50,5 + 0,95 ’
и в итоге получается
К, =0,250+0,645 0,273=0,426.
При этом отбор расчетной жидкости в долях подвижных за-
пасов нефти будет
Т=К„ +(К„ - К3„).1Пт-1—=0,456,
1 V, Д I О
и отбор реальной жидкости в объемных единицах в долях под-
вижных запасов нефти будет
l'\ = К3 + (F - К3) • ц0 = 0,426 + (0,456-0,426) • 50,5 = 1,941,
что в п =4,556 раз больше отбора нефти,
0,426
Сразу же для сравнения рассмотрим случай маловязкой неф-
ти ро = 1 и А = Ai = 0,95.
В этом случае коэффициент использования подвижных запа-
сов нефти будет равен К3 = 0,250 + 0,645 0,95 = 0,863, т.е. из-за
высокой вязкости нефти, высокого соотношения подвижностей
вытесняющей воды и нефти ц. = 100 и ц0 = 50,5 коэффициент
нефтеотдачи пластов и извлекаемые запасы нефти уменьшились
в 2,025 раза; отбор жидкости в долях подвижных запасов
О,426
нефти равен
/' 7] =0,250+0,6454п-2—=2,182,
1 **" и, УЭ
соотношение отборов жидкости и нефти равно
151
F‘ - 2,182 =2,529,
к3 0,863
что значительно меньше, чем в случае высоковязкой нефти ц0 =
= 50,5, когда
А-А^=4.556.
К3 0,426
С учетом коэффициентов вытеснения и сетки, равных Кв-Кс =
= 0,667-0,9 = 0,6, при высоковязкой нефти ц0 - 50,5 коэффициент
нефтеотдачи пластов получается равным
Кно = КВКС- К3 = 0,6-0,426 - 0,256;
при более низком коэффициенте вытеснения нефти водой Кв =
- 0,556 (примерно такой коэффициент вытеснения нефти водой
наблюдается на многих нефтяных месторождениях Западной Си-
бири) коэффициент нефтеотдачи получается
ХНо = Кв Кс К3 = 0,5-0,426 = 0,213.
В итоге отмечаем факт значительного уменьшения (в 2 раза)
коэффициента нефтеотдачи из-за высокой вязкости нефти при
незначительном (всего в у||^=1,124 раза) уменьшении отбора
ЖИДКОСТИ.
Далее перейдем к предлагаемому способу разработки место-
рождения высоковязкой нефти путем чередующейся закачки во-
ды и небольшой части (10 %) добытой и дегазированной высоко-
вязкой нефти.
При этом интегральное соотношение подвижностей вытес-
няющего агента и нефти будет
0,9 + 0,1 • 2 • + ц,
=--------- г-.------------------------= 20,9 + 100 = 2 8 9 2 2 9
Ио 0,9 + 0,1 • 2 • ц. + 0,9 + 0,1 • 2 • ц, 20,9 + 20,9 ’
это вместо цо = 50,5 при обычном заводнении, т.е. уменьшение
(улучшение) в -^^=17,4 раза.
Тогда коэффициент использования подвижных запасов нефти
будет
К3 = 0,250 + 0,645-А;
Л Д _ 0,95 _Л Of! о.
~ (1 - Д) ц0 + Д “ 0,05 • 2,892 + 0,95 ” ’
152
К3 = 0,250 + 0,645-0,868 = 0,810
и коэффициент нефтеотдачи с учетом обратной закачки в пласты
10 % добытой высоковязкой нефти и при двух различных коэф-
фициентах вытеснения Кв = 0,667 и Кв = 0,556,
Кпо = КВ КС- Х3 (1-е);
Кно = 0,6-0,810(1-0,1) = 0,437;
Кно = 0,50,810 (1-0,1) = 0,365,
т.е. по сравнению с обычным заводнением происходит увеличе-
ние коэффициента нефтеотдачи и извлекаемых запасов нефти в
°’^11=1,707 раза. При этом отбор расчетной жидкости в долях
0,256
подвижных запасов нефти будет
/’ = 0,250+0,6451п------= 1,566
’ 1 - 0,868
и отбор реальной жидкости в объемных единицах в долях под-
вижных запасов нефти
= К3 + (F - К3).ро = 0,810 + (1,556 - 0,810)2,892 = 2,967.
В итоге в долях подвижных запасов нефти будет закачано
нефти 2,967-0,1 = 0,2967, будет отобрано нефти 0,810 + (1,556 -
0,810)-2,892-0,1 = 1,0257 и итоговый отбор нефти 1,0257-0,2967 =
0,729, что соответствует 0,810-(1—0,1) = 0,729.
В момент прекращения чередующейся закачки воды и нефти
в дебите жидкости добывающей скважины будет 5 % нефти из
непромытых нефтяных слоев и 0,1-95 % = 9,5 % нефти из вытес-
няющего агента (который состоит из чередования воды (90 %) и
нефти (10 %), всего 5 + 9,5 = 14,5%. Поэтому есть смысл после
прекращения чередующейся закачки воды и нефти осуществлять
обычную закачку воды.
Следующим важным будет момент прорыва в добывающую
скважину обычной закачиваемой воды. Тогда доля неотобранной
, in качанной нефти (в вытесняющем агенте) с 10 % снизится до
[ । - . ю % = 7 %.
I 0,837)
Подробные расчеты показывают, что нефтеотдача пластов с
А'|1(| = 0,437 увеличивается до Кяо = 0,467, тогда по сравнению с
z д. 0,467 4 опх
обычным заводнением нефтеотдача увеличивается в =1,824
153
Вообще-то процесс разработки залежи высоковязкой нефти
начинается с бурения скважин и выделения среди них нагнета-
тельных.
Здесь будем рассматривать применение равномерной квадрат-
ной сетки скважин с площадью на скважину 16 га и расстоянием
между соседними скважинами 400 м.
Выбор плотности сетки скважин - это другая проблема, ре-
шаемая с учетом многих параметров, с учетом зависимости неф-
теотдачи пластов от плотности сетки скважин и с определением
экономической эффективности. Влияние плотности сетки сква-
жин учитывает коэффициент сетки, который зависит от преры-
вистости и шага изменяемости коллекторских свойств нефтяных
пластов.
Вообще-то сетка скважин может быть иной, чем принятая
здесь, более густой, например, с площадью на скважину 4 га и
расстоянием между соседними скважинами 200 м. Как известно,
при закачке теплоносителя в нефтяные пласты сетку скважин
сгущали до 1 га на скважину с целью уменьшения потерь тепла.
Наши замечания:
♦ сетка скважин не должна быть слишком редкой - не надо к
скважинам привязывать извлекаемые запасы нефти, которые они
не успеют отобрать до их выхода из строя. Так при средней дол-
говечности скважин 40 лет (до аварийного выбытия) среднее
время добычи нефти должно быть 20 лет, т.е. годовой темп отбо-
ра текущих извлекаемых запасов нефти должен быть 5 % в год;
♦ также сетка скважин не должна быть слишком густой; надо
учитывать современное качество бурения скважин - фактическое
среднее отклонение забоев скважин от их проектного местопо-
ложения, чтобы из-за этих хаотических отклонений не возникало
состояние хаоса. Для этого расстояние между соседними скважи-
нами 2о должно быть значительно больше фактического средне-
го отклонения забоев скважин Д/со
10 раз,
чтобы не было случайного сильного сближения забоев нагнета-
тельных и добывающих скважин и быстрого обводнения сква-
жин, которое, бывает, объясняют наличием суперколлекторов.
Повторяем: здесь будем считать, что система разработки неф-
тяных пластов уже принята, и она включает в себя:
• равномерную квадратную сетку скважин с площадью на
скважину 16 га и обращенную 9-точечную схему площадного
воздействия с начальным соотношением добывающих и нагнета-
тельных скважин т = 3;
154
• процесс начинается с закачки воды и в начальный период
число нагнетательных скважин может быть вдвое меньше, т.е.
половина проектных нагнетательных временно могут быть добы-
вающими, расположенными на второй орбите относительно дей-
ствующих нагнетательных; при соотношении подвижностей воды
и нефти ц* = 100 рационально иметь на первой орбите относи-
тельно нагнетательной скважины тдра11 = л/ц7=а/100 =10 , однако
при квадратной сетке максимально возможно т = 8.
Но всё радикально изменится при переходе на закачку добы-
той и дегазированной высоковязкой нефти. Тогда лучшим соот-
ношением добывающих и нагнетательных скважин станет т = 1
и надо будет вводить в действие новые нагнетательные скважи-
ны: и те, что временно работали добывающими, и другие; число
нагнетательных скважин будет увеличено вчетверо, и новые на-
гнетательные скважины будут начинать с закачки воды.
Итак, будем рассматривать пример разработки залежи высо-
ковязкой нефти. Пусть глубина залегания нефтяных пластов
2000 м, начальное пластовое давление равно гидростатическому
Рил о = 200 ат, забойное давление равно давлению насыщения
нефти газом Рс = Рнас =100 ат, минимальное забойное давление
фонтанирования скважины больше давления насыщения
Р . . = 110 ат > Рнас = 100 ат,
значит, не может быть самопроизвольного снижения забойного
давления ниже давления насыщения и снижение коэффициента
продуктивности по нефти; забойное давление нагнетательных
скважин будет переменным в пределах от начального пластового
давления Рсн > Рпл 0 = 200 ат до давления гидроразрыва, прибли-
жаясь к нему, но не достигая его, оставаясь на 10 % ниже его,
Р,.(1 < 0,9-Ргрп, которое по рассматриваемой нефтяной залежи
равно
Р,р|1 = 2,4- Рпл0 = 2,4-200 = 480 ат;
примем, что забойное давление нагнетательной скважины может
быть увеличено до
Р(1| = 400 ат < 0,9- РгрП = 0,9-480 = 432 ат.
Средний коэффициент продуктивности скважины по нефти у
нагнетательных и добывающих скважин равен
Пн = т| = 0,5 м3/(сут-ат),
средний коэффициент приемистости у нагнетательных скважин
t]„ p, = 0,5-100 = 50 м3/(сут-ат).
155
С учетом всего этого при т = 1
• при закачке воды забойное давление нагнетательной сква-
жины
Ан =т-^—‘[^пло (Пн м. +т т})-Рс-т-х\] =
’в **
т • л _р m г|
Пн • н. J с Пн ' н.
= р
*пл О
1
=2Oofl + — "1-100-^=201 ат;
( 100/ 100
дебит ячейки скважин, дебит одной добывающей скважины и
закачка одной нагнетательной скважины равны
,я = —А«—А__ = 0,5- ™—— = 50 м3/(сут-ат);
------ 1
Ли И* т Л 100
• при закачке нефти забойное давление нагнетательной сква-
жины
> - Р fl _ т • *1 . - Р . т • 'О .
сн ‘пл 0 1 .. А I ГС „
К Пн ) Пн
= 200 • (1 + 2) - 100 • 2 = 400 ат,
здесь 2 - увеличение вязкости и уменьшение подвижности зака-
чиваемой дегазированной нефти; дебит ячейки скважин, дебит
одной добывающей скважины и закачка одной нагнетательной
скважины
«. м3/(сутат).
Амплитудный дебит нефти на 1 скважину проектной сетки в
год
<? = £l.t = 50.330 = 8250 м3/год;
2 год 2
при общем числе скважин на рассматриваемой нефтяной залежи
п0 = 400 амплитудный дебит нефти в целом по залежи
<70 = <7о • по = 8250-400 = 3300000 м3/год = 3,3 млн м3/год.
В зоне дренирования 1 скважины проектной сетки объем
нефтяных пластов (произведение нефтяной площади на среднюю
эффективную толщину) равен
156
5‘Лф = (2ст)2-Аэф = 4002-10 = 1600000 м3;
в этой зоне удельный упругий запас жидкости на 1 ат изменения
пластового давления равен
- 1600000-3-10-5 м3/ат.
В зоне дренирования 1 скважины находятся балансовые гео-
логические запасы нефти
Й = S1- V IV ₽к т = 1600000 • 0,2 0,6 - ^ = 160000 м3;
соответственно, извлекаемые запасы нефти при обычном завод-
нении на одну скважину проектной сетки равны
= Й ^„0 = 1600000 0,256 = 40960 м3;
соответственно, при чередующейся закачке воды и нефти равны
(Л1) = й • Кио = 160000 • 0,467 = 74720 м3
В целом по рассматриваемой нефтяной залежи при общем
числе скважин п0 = 400 извлекаемые запасы нефти равны:
при обычном заводнении
= 0^ • По = 40960 • 400 = 16384000 м3 = 16,384 млн м3;
при чередующейся закачке воды и нефти
()<, = Й • ио = 74720 • 400 = 29888000 м3 = 29,888 млн м3
Извлекаемые запасы расчетной жидкости на одну скважину:
при обычном заводнении
Ун, = о! = 40960 • - 43845 м3;
при чередующейся закачке воды и нефти
У!» = 74720 • = 144459 м3.
Извлекаемые запасы расчетной жидкости в целом по рассмат-
риваемой нефтяной залежи:
при обычном заводнении
157
Q,n = Qfo nn = 43845 • 400 = 17538000 m3 = 17,538 млн м3;
и ио 1 г
при чередующейся закачке воды и нефти
Qn = 144459-400 = 57783600 м3 = 57,784 млн м3.
Корректирующие знаменатели:
при обычном заводнении
для извлекаемых запасов нефти
СТ = 1 - (1 - A)f-K3 = 1 - (1 - 0, 273)«,456-0,426 = 0,992;
для извлекаемых запасов расчетной жидкости
стЛ = 1 - (1 - 4)f-«3 = 1 - (1 - О,273)<м56-о,426 = 0,989;
при чередующейся закачке воды и нефти
для извлекаемых запасов нефти
ст = 1 - (1 - 0,91 0)1.8оз-о,837 = 0,989;
для извлекаемых запасов расчетной жидкости
CTf = 1 - (1 - 0, 910)1803-0,837 = 0,876.
С учетом корректирующих знаменателей определим величины
извлекаемых запасов для уравнения добычи нефти и уравнения
добычи жидкости:
при обычном заводнении
Q* = 12^2. = 41290 м3 = 0,04129 млн м3;
0,992
16,384 щи 3
On - ’ - 16,516 млн м ;
0,992
1 = 43845 = 44 468 мз = 0 044468 млн мз
0,986
17,538 л - -о- з
Qfo = стсЬстг = 17,787 млн м ;
0,986
при чередующейся закачке воды и нефти
158
I = 74720 = 75551 3 = 0 07555 млн мз
0,989
29,888 г,™ з
Qo = "0989” = 30’220 млн M ’
i = 144459 = 164908 3 = 0 16491 млн • 3
46/0 0,876
57,784 з
Qrn = —-— = 65,963 млн м .
^/0 0,876
Наконец, составляем уравнения разработки:
при обычном заводнении
уравнение добычи нефти
г’=—л—
Qo + 2
------Ц-------- 0,04129 nif)-£<7(,)
16,516+ -• 3,3 L >=1
2
- 0,1817 •
0,04129 п? - £?(,)
i=i
уравнение добычи жидкости
50,5;
.ff)1
-----------i------sZfO по Z-.HF
Qfo + 2 ’---------<=1
-------Ц--------f0,04447 и?’ - £4°'
17,538 + -• 3,3 < >=1 7
2
0,1720 0,0445 •
U (1
-
i=i
при чередующейся закачке воды и нефти
уравнение добычи нефти
159
q{1)=-----Ц--------Го,07555 •
30,22 + -- 3,3 I <=1 7
2
= 0,1035 • f0,0756 п® -
< i=i ,
уравнение добычи жидкости
?'!’ =----Ц--------f0,16491
65,96 + — - 3,3 I »=i 7
2
= 0,0488-Го, 1649 • п(ос) -
I i=i
По приведенным уравнениям рассчитаны два варианта разра-
ботки рассматриваемой нефтяной залежи высоковязкой нефти:
1-й вариант с применением обычного внутриконтурного за-
воднения;
2-й вариант с применением чередующейся закачки воды и не-
большой части (10 %) добытой и дегазированной высоковязкой
нефти.
Результаты расчетов по 1-му варианту представлены в табл.
3.1, где t - годы разработки залежи; Дп0 - годовое бурение сква-
жин; - число пробуренных и введенных в работу скважин к
середине t-ro года; - годовой отбор нефти в t-м году, млн м3
(в объемных единицах в поверхностных условиях); ~ на-
1=1
копленный отбор нефти к концу t-ro года, млн м3; q^ - годовой
отбор расчетной жидкости в t-м году (при переходе к расчетной
жидкости исключается влияние ц0 - различия физических
свойств нефти и вытесняющего агента, в данном случае закачи-
ваемой воды; осуществляется переход к известной расчетной
схеме разноцветных жидкостей, когда остается и учитывается
влияние на процесс только послойной и зональной неоднородно-
сти пластов по проницаемости и геометрической неравномерно-
f (О
сти); ^qF - накопленный отбор расчетной жидкости к концу
/=1
160
I
8
Таблица 31
Технологические показатели 1-го варианта разработки (с обычным заводнением)
t Лпо О) "о (=1 (') 4f < (-) L4f |«| <Л0) L,Qf\ i«l Ю At
1 40 20 0,150 0,150 0,153 0,153 0,303 0,303 0,303 0,505
2 40 60 0,423 0,573 0,433 0,586 0,929 1,233 0,929 0,545
3 40 100 0,646 1,219 0,665 1,251 1,579 2,812 1,579 0,591
4 40 140 0,829 2,048 0,856 2,107 2,224 5,035 2,224 0,627
5 40 180 0,978 3,026 1,015 3,122 2,846 7,881 2,846 0,656
6 40 220 1,101 4,127 1,147 4,269 3,432 11,314 3,432 0,679
7 40 260 1,201 5,328 1,256 5,525 3,977 15,290 3,977 0,698
8 40 300 1,283 6,610 1,346 6,871 4,476 19,766 4,476 0,713
9 40 340 1,350 7,960 1,421 8,291 4,928 24,694 4,928 0,726
10 40 380 1,405 9,365 1,482 9,774 5,335 30,029 5,335 0,737
11 400 1,299 10,664 1,381 11,154 5.395 35,424 5,395 0,759
12 400 1,063 11,727 1,143 12,297 5,091 40,515 5,091 0,791
13 400 0,870 12,597 0,946 13,244 4,726 45,240 4,726 0,816
14 400 0,712 13,309 0,784 14,027 4,331 49,571 4,331 0,836
15 400 0,583 13,892 0,649 14.676 3,928 53,499 3,928 0,852
16 400 0,477 14,369 0,537 15,214 3,532 57,031 3,532 0,865
17 400 0,390 14,759 0,445 15.658 3,153 60,184 3,153 0,876
18 400 0,319 15,078 0,368 16.027 2,798 62,982 2,798 0,886
19 400 0,261 15,339 0,305 16,332 2.470 65,453 2,470 0,894
20 400 0,214 15,553 0,253 16,584 2,171 67,623 2,171 0,902
21 400 0,175 15,728 0,209 16,793 1.900 69,524 1,900 0,908
22 400 0,143 15,871 0,173 16,967 1.657 71,181 1,657 0,914
23 400 0,117 15,988 0,143 17,110 1,441 72,622 1,441 0,919
24 400 0,096 16,084 0,119 17,229 1,249 73,871 1,249 0.923
25 400 0,078 16,163 0,098 17,327 1,080 74,952 1,080 0,927
26 400 0,064 16,227 0,081 17,408 0,932 75,884 0,932 0,931
27 400 0,053 16,279 0,067 17,476 0,803 76,687 0,803 0,935
28 400 0,043 16,322 0,056 17,531 0,690 77,377 0,690 0,938
29 400 0,035 16,358 0,046 17,578 0,592 77,968 0,592 0,941
30 400 0,029 16,386 0,038 17,616 0,507 78,475 0,507 0,943
t-ro года; qFi - годовой отбор реальной жидкости в t-м году, в
объемных единицах млн м3; £<7^ - накопленный отбор реаль-
; = 1
3 ft)
ной жидкости к концу t-ro года, млн м ; q\’ - закачка вытес-
няющего агента - воды - в нефтяные пласты, равная отбору
жидкости в t-м году, млн м3; А - текущая объемная доля агента
(воды) в годовом отборе жидкости.
По данным табл. 3.1 видно, что к концу 10-го года отобрано
нефти 9,4 млн м3, жидкости 29,9 млн м3, значит, воды 20,5 млн м3;
к концу 20-го года отобрано нефти 15,6 млн м3, жидкости
67,4 млн м3, значит, воды 53,8 млн м3; к концу 30-го года отобра-
но нефти 16,4 млн м3, жидкости 78,3 млн м3, значит, воды
61,9 млн м3; уже в 1-м году текущая обводненность составляет
более 50 %. Максимальный отбор нефти имеет место в 10-м году
и составляет 1,4 млн м3; максимальный годовой отбор жидкости
в 11-м году и составляет 5,4 млн м3, соответственно, годовой от-
бор воды составляет 4,1 млн м3.
Результаты расчетов по 2-му варианту представлены в табл.
3.2, где дополнительно к табл. 3.1 введены новые обозначения:
q^ - годовой отбор вытесняющего агента в объемных единицах
в поверхностных условиях в t-м году, млн м3; +Д<? - поступление
нефти в составе вытесняющего агента, млн м3; -Aq - расходова-
ние части добытой нефти в составе вытесняющего агента, млн м3;
q^ - товарный отбор нефти в t-м году, с учетом увеличения +&q
и уменьшения - Aq, млн м3; £ Я? ~ накопленный товарный от-
i=i
бор нефти к концу t-ro года, млн м3.
Анализ результатов, представленных в табл. 3.2, показывает,
что к концу 10-го года накопленный отбор товарной нефти равен
10,7 млн м3, накопленный отбор жидкости 18,3 млн м3, накоп-
ленный отбор вытесняющего агента 7,6 млн м3, в том числе воды
6,9 млн м3; к концу 20-го года накопленный отбор товарной неф-
ти равен 21,7 млн м3, накопленный отбор жидкости 54,2 млн м3,
накопленный отбор вытесняющего агента 32,5 млн м3, в том чис-
ле воды 29,2 млн м3; к концу 30-го года накопленный отбор то-
варной нефти равен 25,3 млн м3, накопленный отбор жидкости
82,4 млн м , накопленный отбор вытесняющего агента 57,1 млн м3,
в том числе воды 51,4 млн м3; наконец, к концу 40-го года нако-
пленный отбор товарной нефти равен 26,6 млн м3, накоп-
162
Таб иала 32
Технологические показатели 2-го варианта разработки (с чередующейся закачкой воды и нефти)
t Лл„ «о <7<0 1=1 „(0 4f <„(') /•1 (') Ян />) 4»\ Чз — (0 4i At
1 40 20 0,156 0,156 0,161 0,161 0,169 0,169 0,013 0,001 0,169 0,017 0,141 0,141 0,169
2 40 60 0,453 0,610 0,475 0,636 0316 0,686 0,063 0,006 0,516 0,052 0,408 0,549 0,210
3 40 100 0,719 1329 0,774 1,410 0,877 1,562 0,158 0,016 0,877 0,088 0,647 1,196 0,262
4 40 140 0,958 2,287 1,058 2,467 1,248 2,810 0,290 0,029 1,248 0,125 0,862 2,058 0,309
5 40 180 1,172 3,459 1328 3,795 1,625 4,435 0,453 0,045 1,625 0,163 1,055 3,113 0351
6 40 220 1,363 4,822 1,585 5,381 2,006 6,442 0,643 0,064 2,006 0,201 1,227 4,340 0,388
7 40 260 1,535 6,357 1,830 7,210 2,389 8,831 0,854 0,085 2,389 0,239 1382 5,722 0,422
8 40 300 1,689 8,047 2,062 9,273 2,771 11,601 1,081 0,108 2,771 0,277 1,520 7,242 • 0,451
9 40 340 1,828 9,874 2,284 11356 3,150 14,751 1,322 0,132 3,150 0,315 1,645 8,887 0,478
10 40 380 1,951 11,826 2,494 14,050 3,525 18,276 1,574 0,157 3,525 0,352 1,756 10,643 0,502
И 400 1,906 13,732 2,533 16,583 3,725 22,001 1319 0,182 3,725 0373 1,715 12358 0,540
12 400 1,709 15,440 2,410 18,993 3,741 25,743 2,033 0,203 3,741 0,374 1,538 13,896 0,589
13 400 1,532 16,972 2,292 21.285 3,736 29,479 2,205 0,220 3,736 0,374 1,379 15,275 0,631
14 400 1,373 18,345 2,180 23,465 3,713 33,193 2,340 0,234 3,713 0,371 1,236 16,511 0,667
15 400 1,231 19,576 2,074 25,539 3,675 36,867 2,444 0,244 3,675 0,367 1,108 17,619 0,698
16 400 1,104 20.680 1,973 27,511 3,623 40,491 2,520 0,252 3,623 0,362 0,993 18,612 0,726
17 400 0,989 21,669 1,876 29,388 3,561 44,052 2,572 0,257 3,561 0,356 0,891 19,503 0,750
18 400 0,887 22,557 1,785 31.172 3,490 47,542 2,603 0,260 3,490 0,349 0,798 20,301 0,771
19 400 0.795 23,352 1,698 32.870 3,412 50,955 2,617 0,262 3,412 0,341 0,716 21,017 0,790
20 400 0,713 24,065 1,615 34,485 3,328 54,283 2,615 0,262 3,328 0,333 0,642 21,658 0,807
21 400 0.639 24,704 1,536 36,021 3,240 57,523 2,601 0,260 3,240 0,324 0,575 22,233 0,822
22 400 0.573 25,277 1,461 37,482 3,148 60,671 2,575 0,258 3.148 0.315 0,516 22,749 0,836
23 400 0,514 25,791 1,390 38,872 3,054 63,725 2,541 0,254 3,054 0,305 0,462 23,211 0,849
24 400 0.461 26,251 1.322 40.193 2,959 66,684 2,498 0,250 2,959 0,296 0,414 23,626 0,860
25 400 0,413 26.664 1,257 41,451 2,862 69,546 2,449 0,245 2,862 0.286 0,372 23,998 0,870
2
Продолжение табл. 3.2
t ЛЛО „(«) i=l (') Qf <„(') |«| „(0 4f\ i=l JO ?>i +Д<7 JO -\q <Jt V № At
26 400 0,370 27,034 1,196 42,647 2,765 72,311 2,395 0,240 2,765 0,277 0,333 24,331 0,880
27 400 0,332 27,366 1,138 43,785 2,669 74,980 2,337 0,234 2,669 0,267 0,299 24,629 0,888
28 400 0,297 27,663 1,082 44,867 2,573 77,553 2,276 0,228 2,573 0,257 0,268 24,897 0,896
29 400 0,267 27,930 1,029 45,896 2,478 80,032 2,212 0,221 2,478 0,248 0,240 25,137 0,903
30 400 0,239 28,169 0,979 46,875 2,385 82,417 2,146 0,215 2,385 0,239 0,215 25,352 0,910
31 400 0,214 28,383 0,931 47,807 2,294 84,710 2,079 0,208 2,294 0,229 0,193 25,545 0,916
32 400 0,192 28,576 0,886 48,692 2,204 86,914 2,012 0,201 2.204 0,220 0.173 25,718 0,922
33 400 0,172 28,748 0,843 49,535 2,116 89,031 1,944 0,194 2,116 0,212 0,155 25,873 0,927
34 400 0,154 28,902 0,802 50,337 2,031 91,062 1,877 0,188 2,031 0,203 0,139 26,012 0,932
35 400 0,138 29,041 0,762 51,099 1,948 93,010 1,810 0,181 1,948 0,195 0,125 26,137 0,936
36 400 0,124 29,165 0,725 51,824 1,867 94,877 1,743 0,174 1,867 0,187 0,112 26,248 0,940
37 400 0,111 29,276 0,690 52,514 1,789 96,666 1,678 0,168 1,789 0,179 0,100 26,349 0,944
38 400 0,100 29,376 0,656 53,170 1,713 98,380 1,614 0,161 1,713 0,171 0,090 26,438 0,948
39 400 0,089 29,465 0,624 53,794 1,640 100,020 1,551 0,155 1,640 0,164 0,080 26,519 0,951
40 400 0,080 29,546 0,594 54,388 1,569 101,589 1,489 0,149 1,569 0,157 0,072 26,591 0,954
ленный отбор жидкости 101,5 млн м3, накопленный отбор вытес-
няющего агента 74,9 млн м3, в том числе воды 67,4 млн м3. После
этого завершается чередующаяся закачка воды и нефти и про-
должается обычная закачка воды.
Только в первые два года 1-й вариант по сравнению с 2-м ва-
риантом имеет небольшое преимущество по дебиту нефти в
1,071-1,039 раза; но это достигается превышением дебита жидко-
сти в 1,776-1,795 раза и превышением обводненности в
2,858-2,554 раза. Но если такого превышения по дебиту жидко-
сти и обводненности нет, то нет и маленького превышения по
дебиту нефти. Вообще, 1-й вариант требует увеличения пропуск-
ной способности (производительности) нефтепромыслового хо-
зяйства и системы заводнения в 1,45 раза.
Таким образом здесь был представлен в основных своих чер-
тах принципиально новый метод разработки залежей высоковяз-
кой нефти, с достаточно большой нефтяной площадью и внутри-
контурным воздействием, путем чередующейся закачки воды и
небольшой части добытой и дегазированной высоковязкой неф-
ти. Был рассчитан вариант применения этого метода, а для срав-
нения (при прочих равных условиях) был рассчитан вариант с
обычным заводнением. Преимущество у варианта с чередующей-
ся закачкой по сравнению с вариантом с обычным заводнением
оказалось колоссальным.
Этот метод разработки залежи высоковязкой нефти был
предложен давно, около 30 лет назад, при первом проектирова-
нии разработки Гремихинского нефтяного месторождения, но не
был принят только потому, что в Министерстве нефтяной про-
мышленности уже было принято положение, что все залежи
нефти с вязкостью более 30 сП должны разрабатываться при
применении тепловых методов с закачкой в нефтяные пласты
теп доносителя в виде горячей воды с температурой более 200 °C
до 300 °C. С тех пор прошло около 30 лет, и практический опыт
показал технологическую сложность и недостаточно высокую
эффективность тепловых методов. Так для приготовления 1 т
горячей воды с температурой около 300 °C надо сжечь около
0,1 т нефти. Для добычи 1 т нефти необходимо закачать около
3 т горячей воды и, соответственно, сжечь около 0,3 т нефти.
Получается, чтобы 1 т добыть, надо из нее 0,3 т сжечь. При теп-
ловых методах надо четко различать физическую и товарную
нефтеотдачу. В приведенном примере товарная нефтеотдача в
= 1,429 раз меньше физической: если физическая нефтеот-
165
дача 0,300, то товарная нефтеотдача 0,210; если физическая неф-
теотдача 0,400, то товарная 0,280.
Надо иметь в виду, что во многих случаях в реальных нефтя-
ных пластах, состоящих из нескольких или многих проницаемых
нефтяных слоев, разделенных непроницаемыми прослоями, при
закачке через нагнетательные скважины горячей воды тепловой
фронт примерно в 10 раз отстает от фронта вытесняющей воды и
нефть вытесняет вода, а не пар и, в основном, вода с собственной
начальной пластовой температурой и коэффициент вытеснения
получается невысоким, как при обычной закачке ненагретой во-
ды, т.е. нет увеличения коэффициента вытеснения!
Возникает вопрос: почему представленный здесь высокоэф-
фективный метод до сих пор не применяется в широких про-
мышленных масштабах?
Основной ответ: очень велик психологический барьер: как
можно с трудом добытую нефть обратно закачивать в нефтяные
пласты! Сразу возникает хор возражений: закачиваемая нефть
размажется по нефтяному пласту и будет потеряна! Высоковяз-
кую нефть практически невозможно обратно закачать в нефтя-
ные пласты!
Ответы:
♦ Если закачка нефти идет в эксплуатируемые нефтяные пла-
сты, то она не будет размазана и потеряна. Увеличить долю
неподвижной остаточной нефти невозможно. Наоборот, чере-
дование воды и нефти уменьшает неподвижную остаточную
нефть. Это явление заметили американские ученые при чере-
довании воды и маловязкой нефти. Это явление некоторого
увеличения коэффициента вытеснения было замечено и в на-
ших лабораторных исследованиях (проведенных под контро-
лем известного авторитетного ученого И.Ф. Глумова). У аме-
риканских ученых в случае маловязкой нефти не было про-
блемы низкого коэффициента охвата вытеснением, а у нас она
была, при высоковязкой нефти она является главной! Поэто-
му некоторое увеличение коэффициента вытеснения мы отне-
сли в запас прочности.
♦ Всё, что вытекает из нефтяного пласта, обратно втекает! Об-
ратно может быть закачано! Всё происходит в соответствии с
законом Дарси в пределах его действия. Высоковязкую нефть
надо брать после нефтеподготовки. Кстати, вместо нефти
можно использовать очень стойкую нефтеводяную эмульсию с
малым содержанием воды 5-10 %, чтобы вместе с начальной
водонасыщенностью пласта 25-35 % доля воды в пределах
нефтяной оторочки была меньше или равна 40 %, чтобы в
пределах оторочки вода была в поле нефти, а не нефть в поле
166
воды. Вязкость нефтеводяной эмульсии будет значительно
выше вязкости высоковязкой нефти. Эффект увеличенной
вязкости будет существовать и действовать в пределах приза-
бойных зон нагнетательных скважин.
Дополнительное увеличение эффективности представленного
метода разработки может быть связано с возникновением неста-
ционарной фильтрации и значительным уменьшением по этой
причине неравномерности вытеснения нефти.
Представленный метод с подтверждением расчетной эффек-
тивности был практически применен в Татарии на Вишнёво-
Полянском месторождении (вязкость нефти около 100 сП) и в
Казахстане на Мангышлаке на отдельных участках месторожде-
ний Каламкас (вязкость нефти около 30 сП) и Каражанбас (вяз-
кость нефти около 300 сП).
Раньше, во времена Советского Союза, на пути применения
этого нетеплового метода извлечения высоковязкой нефти суще-
ствовал ценовой барьер: за высоковязкую нефть, добытую тепло-
вым способом, платили вдвое более высокую цену.
В настоящее время, когда разведка извлекаемых запасов неф-
ти сильно отстает от добычи нефти, особенно необходимо увели-
чить полноту извлечения запасов нефти, чтобы при одних и тех
же геологических запасах нефти извлекаемых запасов нефти бы-
ло в 1,5-2 раза больше. Представленный здесь метод разработки
вместе с другими возможными высокоэффективными методами
разработки будет обеспечивать достижение этой цели.
3.3. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОЕ ОПРЕДЕЛЕНИЕ
)ФФЕКТИВНОСТИ ЧЕРЕДУЮЩЕЙСЯ ЗАКАЧКИ ВОДЫ
И НЕФТИ ПО НАГНЕТАТЕЛЬНОЙ СКВАЖИНЕ 1553
ПЕРМОКАРБОНОВОЙ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ
УСИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
33.1. ИСПЫТАНИЕ ЭЛЕМЕНТОВ НОВОЙ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ
ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ
Новая технология прежде всего применима на уже разрабо-
танных залежах высоковязкой нефти, уже разработанных или
почти разработанных путем обычного заводнения или путем за-
качки теплоносителя - пара, но фактически горячей воды, нагре-
той до температуры около 300 °C.
Суть новой технологии в чередовании закачки воды (около
!>() % всего объема закачки) и небольшой части добытой дегази-
167
рованной высоковязкой нефти (около 10 % общего объема закач-
ки). Главный эффект - резкое повышение вязкости вытесняюще-
го агента, резкое уменьшение соотношения подвижностей по
слоям, дающим вытесняющий агент, и по слоям, дающим нефть,
и резкое уменьшение обводненности. При возможности сохране-
ния производительности глубинных насосов, поскольку забойное
давление остается выше давления насыщения, уменьшение об-
водненности и увеличение доли нефти приводит к увеличению
дебита нефти. Происходит резкое увеличение дебита нефти, ко-
торое должно быть значительно больше закачки нефти в нагне-
тательные скважины. С самого начала применения новая техно-
логия должна быть заведомо эффективной.
Какие могут быть причины снижения потенциально возмож-
ной высокой эффективности новой технологии?
• Снижение доли закачиваемой высоковязкой нефти. Фактиче-
ски такое снижение есть, но небольшое.
• Закачка в пласты вместо собственной добытой дегазированной
высоковязкой нефти другой менее вязкой или закачка смеси
собственной высоковязкой нефти и другой маловязкой нефти.
Фактическое уменьшение вязкости закачиваемой нефти
было в 4, 5 и 10 раз. Уменьшение вязкости закачиваемой
нефти облегчает закачку, но уменьшает эффективность. А при
увеличении вязкости нефти возрастает уже учитываемая эф-
фективность и к ней добавляется другая эффективность из-за
циклического значительного повышения и значительного по-
нижения пластового давления, что приводит к резкому пони-
жению неравномерности вытеснения нефти. Таким образом к
эффекту уменьшения различия физических свойств нефти и
вытесняющего агента добавляется эффект уменьшения нерав-
номерности вытеснения нефти.
• Открытость осуществленного гидродинамического процесса.
Нет причины предполагать негерметичность нагнетательной
скважины 1553. Вся закачанная вода и закачанная нефть нигде
не теряются, прямо поступают в разрабатываемые нефтяные пла-
сты. На чередующуюся закачку воды и нефти явно реагируют
добывающие скважины 1023 и 1084. На их долю можно отнести
37 % всей закачанной жидкости (воды и нефти). Другая часть
закачанной жидкости приходится на долю других соседних до-
бывающих скважин 1086 и 1087, а также более отдаленных до-
бывающих скважин 1029, 1082, 1091 и 1573, а также расходуется
на повышение пластового давления, которое прежде было суще-
ственно снижено по сравнению с его начальной величиной. Но
только по первым двум добывающим скважинам 1023 и 1084 до
начала чередующейся закачки воды и нефти был продолжитель-
168
ный девятимесячный период для определения базового дебита
нефти.
По другим добывающим скважинам такого периода для опре-
деления базового дебита нефти не было. Одни из них после
кратковременного периода работы выключались из работы. Дру-
гие на кратковременный период включались в работу. По четы-
рем добывающим скважинам 1087, 1029, 1082 и 1091 произошло
снижение забойного давления ниже давления насыщения с по-
следующим резким снижением коэффициента продуктивности по
нефти, дебита нефти и резким увеличением обводненности.
При фактической возможности сохранить производительность
по жидкости, не снижая забойного давления ниже давления на-
сыщения, прирост добычи нефти по добывающим скважинам
1023 и 1084 был определен по увеличению доли нефти из-за
снижения доли воды: при сравнении по предыдущему и после-
дующему девятимесячным периодам по среднему увеличению
доли нефти. По этим двум скважинам, на долю которых прихо-
дится 37 % закачки в нагнетательную 1553:58634 0,37 = 21695 т
поды и 5631 0,37 = 2083 т нефти; обеспечили добычу нефти
9500 т, в том числе прирост добычи нефти 4560 т, что больше
приходящейся на их долю закачки нефти 2083 т и мало отлича-
ется от всей закачки нефти 5630 т всего на 5630-4560 = 1070 т.
Несомненно, эта часть закачки нефти заведомо была компенси-
рована за счет остальной закачки жидкости и эквивалентного
отбора жидкости по другим добывающим скважинам
64300-23800 = 40500 т.
Итак, после успешно проведенного испытания элементов но-
вой технологии разработки залежей высоковязкой нефти необхо-
димо осуществление полномасштабного промышленного экспе-
римента по применению этой новой технологии.
Повторим: цель этой новой технологии - возродить к новой
эффективной разработке уже разработанные путем обычного за-
воднения или закачки теплоносителя залежи нефти высокой и
сверхвысокой вязкости.
Требования к этому промышленному эксперименту:
• должна быть обеспечена гидродинамическая закрытость экспе-
риментального участка, чтобы закачка в нагнетательные сква-
жины соответствовала отбору окружающих добывающих сква-
жин, не превышала отбор, не выходила за пределы экспери-
ментального участка; например, на экспериментальном участ-
ке скважины образуют каре из 7-7 = 49 скважин с внутренни-
ми 3-3 = 9 нагнетательными скважинами; нагнетательные и
окружающие добывающие скважины должны быть отремонти-
рованы и перфорированы на одни и те же нефтяные пласты;
169
• в нагнетательные скважины поочередно с водой должны зака-
чиваться своя собственная добытая дегазированная высоко-
вязкая нефть, не допуская снижения ее вязкости;
• во всех добывающих скважинах забойное давление должно
удерживаться на уровне давления насыщения;
• по всем скважинам должен быть установлен постоянный кон-
троль за их работой удовлетворительной точности и проведе-
ны гидродинамические исследования с определением коэф-
фициента продуктивности по нефти и воде, гидропроводности
и проницаемости.
3.3.2. АНАЛИЗ ВЛИЯНИЯ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОЙ ЗАКАЧКИ НЕФТИ
По решению нефтяной секции Центральной комиссии по раз-
работке месторождений полезных ископаемых (ЦКР) при согла-
сии Лукойл и Лукойл Коми на Усинском месторождении на за-
лежи свехвысоковязкой нефти в пермокарбоне в нагнетательную
скважину 1553 с октября 2007 г. осуществлялась поочередная
закачка воды и небольшой части (около 10 % в общем объеме
закачки) добытой дегазированной нефти. Приведем данные о
закачке воды и нефти в скважину 1553 за 3 мес 2007 г. (октябрь,
ноябрь, декабрь) и за 6 мес 2008 г. (январь, февраль, март, ап-
рель, май, июнь) (табл. 3.3).
Накопленная закачка воды и нефти равна
58634 + 5631 = 64265 т.
Нагнетательную скважину 1553 по одноименным вскрытым
пластам окружают действующие добывающие скважины: 1023
(табл. 3.4), 1084 (табл. 3.5), 1086, 1087, 1025, 1027, 1029, 1082,
1091, 1573.
Таблица 3.3
Динамика закачки по скважине 1553
Месяц, год Закачка воды, т Накопленная закач- ка воды, т Закачка нефти, т Накопленная закачка нефти, т
10.07 6392 6392 912 912
11.07 8692 15084 — 912
12.07 5752 20836 998 11910
01.08 4286 25122 946 2856
02.08 7219 32341 705 3561
03.08 8845 41186 92 3653
04.08 3580 44766 903 4556
05.08 7891 52657 906 5462
06.08 5977 58634 169 5631
170
Таблица 3.4
Динамика добьГчи нефти и обводненности по скважине 1023
Месяц, год Добыча нефти, т Накопленная добыча неф- ти, среднемесячный отбор нефти, т Обводненность, доли
01.07 143 0,703
02.07 206,4 0,516
03.07 185,5 0,610
04.07 192,6 0,581
05.07 169,5 1751,8 0,669 0,597
06.07 154,7 1751,8/9 = 194,6 0,707
07.07 240,2 0,524
08.07 231,6 0,564
09.07 228,3 0,498
10.07 223,4 у 0,545
11.07 483,2 0,380
12.07 427,0 0,454
01.08 306,1 0,558
02.08 393,2 3124,2 0,385 0,486
03.08 375,1 3124,2/9 = 347,1 0,480
04.08 320,5 0,371
05.08 281,3 0,632
06.08 314,4 0,573
За последние 9 мес накопленная добыча жидкости
|3 О^бб = 6078,2 т, увеличение дебита нефти при уменьшении
обводненности в * = 1,275 раза.
Таблица 3.5
Динамика добычи нефти и обводненности по скважине 1084
Месяц, год Добыча нефти, т Накопленная добыча нефти, среднемесячный отбор нефти, т Обводненность, доли
01.07 307,7 0,840
02.07 382,0 0,802
03.07 162,4 0,925
04.07 146,7 0,930 0,859
05.07 197,2 2626,4 0,909
06.07 360,9 2626,4/9 = 291,8 0.829
07.07 419,1 0,804
08.07 253,8 0,882
09.07 396,6 0,809
10.07 592,9 0,720
11.07 335,2 0,740
12.07 1127,5 0,475
01.08 874,4 0,601
02.08 1174,7 6365,7 0,416 0,638
03.08 330,1 6365,7/9 = 707,3 0,809
04.08 990,5 0,499
05.08 459,9 0,738
06.08 480,8 0,743
171
За последние 9 мес накопленная добыча жидкости
l-T638 = 17584,8 т’ увеличение дебита нефти при уменьшении
обводненности в = 2,57 раза, прирост добычи нефти
6365,7 • = 3888,8 т.
Из окружающих добывающих скважин явно реагировали на
закачку нефти в нагнетательную скважину 1553 добывающие
скважины 1023 и 1084. По этим скважинам добыча нефти и воды
осуществлялась в течение 9 мес 2007 г. (январь, февраль, март,
апрель, май, июнь, июль, август, сентябрь) до начала закачки
нефти. Это позволяет сравнить предыдущие 9 мес и последую-
щие 9 мес. Вместе по двум добывающим скважинам 1023 и 1084
за последние 9 мес:
добыча нефти 3124,1 + 6365,7 = 9489,9 т, в том числе прирост
добычи нефти 673,8 + 3888,8 = 4562,6 т,
добыча жидкости 6078,2 + 17584,8 = 23663 т, что составляет
долю от закачки жидкости в нагнетательную скйажину
= 0,368 или 36,8 %.
64265
Значит, на долю рассматриваемых двух добывающих скважин
1023 и 1084 в нагнетательную скважину 1553 было закачано
нефти 5631 • 0,368 - 2072,2 т. Прирост добычи нефти по этим
двум скважинам больше закачки нефти на их долю на 4562,6 -
2072,2 = 2490,4 т.
3.3.3. ПРОБЛЕМЫ ЭФФЕКТИВНОЙ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ
ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ
У нас в России имеются огромные запасы высоковязкой и
сверхвысоковязкой нефти, исчисляемые многими миллиардами
тонн.
Раньше, 30 лет назад, было общепринято, что нефти высокой
и сверхвысокой вязкости извлекаются с помощью тепловых ме-
тодов путем закачки в нагнетательные скважины пара, в дейст-
вительности горячей воды с температурой около 300 °C. Но за
последующие годы был приобретен практический опыт, который
подорвал прежнюю уверенность. Вполне правильное качествен-
ное многолетнее применение этого метода под прямым руково-
дством ВНИИнефти на крупном месторождении высоковязкой
нефти Каражанбас на Мангышлаке в Казахстане показало невы-
сокую эффективность [12. См. 5.6. Оценка эффективности ста-
172
ционарной закачки пара (горячей воды) на месторождении высо-
ковязкой нефти]. На специально выделенных 9 контрольных
участках опережающей разработки, которая к 1991 г. уже была
завершена с невысокой нефтеотдачей менее 20 %, что намного
ниже запроектированной. Для приготовления теплоносителя -
горячей воды был использован газ газовой залежи соседнего ме-
сторождения Каламкас. К тому времени запасы газа газовой за-
лежи заканчивались. Это явление невысокой нефтеотдачи вполне
подтверждалось детальными расчетами с учетом фактических
параметров пластов и их расчетной послойной неоднородности
по проницаемости.
Одной из главных причин невысокой эффективности тепло-
вого метода с закачкой теплоносителя - горячей воды в нагнета-
тельные скважины является значительное отставание теплового
фронта от фронта закачиваемой воды, связанное с высокой об-
щей теплоемкостью пористой породы пластов и низкой общей
теплоемкостью закачиваемой горячей воды. Отставание теплово-
го фронта от фронта воды во столько раз
v = ----— + (1-0,65),
рп • рн Кв • А, V >
конкретно, при пористости породы пластов рп = 0,25, начальной
нефтенасыщенности р„ = 0,75, коэффициенте вытеснения нефти
водой Кв = 0,667 и доле эффективной толщины в общей толщине
пластов Дэ = 0,5 отставание теплового фронта от фронта воды в-
0,65
v =---------—---------+ 0,35 = 10,7 раза,
0,25 • 0,75 • 0,667 0,5 н
где 0,65 - соотношение удельных теплоемкостей породы пластов
и закачиваемого теплоносителя - воды.
Вообще возможно еще более значительное отставание тепло-
вого фронта от фронта воды.
При рп = 0,2, |3Н = 0,6, Кв = 0,5 и Дэ = 0,5
0,65
v =--------------- + 0,35 = 22,0 раза.
0.2 0,6 0,5 0,5 н
Для приготовления 1 т горячей воды с температурой около
300 °C надо сжечь 0,1 т добытой нефти. При весовой обводнен-
ности добываемой жидкости Л2 = ОД, когда ради добычи 1 т
нефти отбирается 10 т жидкости, безусловно, надо прекращать
эксплуатацию добывающей скважины, поскольку в дальнейшем
сжигаться нефти будет больше, чем добываться.
При качественном осуществлении теплового метода разработ-
ки с закачкой теплоносителя в нагнетательные скважины на 1 т
173
добытой нефти расходуется более 3 тонн горячей воды, значит,
из 1 т добытой нефти для приготовления теплоносителя сжига-
ется более 0,3 т. Значит, надо различать физическую нефтеотдачу
пластов и товарную, товарная нефтеотдача в 1,5 раза меньше фи-
зической: если физическая нефтеотдача 0,45, то товарная 0,30;
если физическая нефтеотдача 0,30, то товарная 0,20.
Больше не будем задерживать внимание на проблемах тепло-
вого метода разработки путем закачки теплоносителя - горячей
воды в нагнетательные скважины. Сосредоточим свое внимание
на представлении принципиально иного нетеплового метода раз-
работки залежей нефти высокой и сверхвысокой вязкости.
Суть этого метода в чередующейся закачке воды (90 % всего
объема закачки) и небольшой части добытой дегазированной вы-
соковязкой нефти (10 % объема закачки). Благодаря периодиче-
ской закачке высоковязкой нефти значительно повышается об-
щая вязкость вытесняющего агента и значительно уменьшается
соотношение подвижностей вытесняющего агента и нефти; и
почти полностью снимается проблема высоковязкой нефти. Вы-
соковязкая нефть приобретает черты маловязкой.
3.3.4. ОБЫЧНОЕ ЗАВОДНЕНИЕ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ
Сначала представим коэффициент различия физических
свойств нефти и вытесняющего агента (вытесняющей воды) при
обычном заводнении, когда доля нефти в закачиваемом объеме
равна нулю, т.е. Д = 0. В многослойном нефтяном пласте в рас-
сматриваемой добывающей скважине выделяем два слоя: первый,
еще необводненный, дающий нефть, и второй, уже обводненный,
дающий воду. Выделяем элемент залежи с одной добывающей
скважиной, при этом нагнетательная скважина обслуживает т
таких добывающих скважин и на долю одной добывающей при-
ходится \/т нагнетательной скважины. Вязкость нефти в пла-
стовых условиях рн, вязкость вытесняющей воды рв, но движе-
нию воды мешает остаточная нефть, которая уменьшает
проницаемость для воды или увеличивает ее эффективную
вязкость с цв до pB/KB’5 и уменьшает эффективное соотношение
вязкостей нефти и вытесняющей воды с рн/цв ДО pH/pB ^в’5. где
Кв - коэффициент вытеснения нефти водой, который вместе с
коэффициентами сетки Кс и заводнения К3 образует коэффици-
ент нефтеотдачи
Хно = Кв- Кс- К3.
Кроме соотношения подвижностей воды и нефти
174
ц. = цн / Mb ТС*'5 elUe надо учесть соотношение плотностей воды и
нефти в пластовых условиях у, = • b, где ув и уя - плотности
воды и нефти в поверхностных условиях; b - объемный коэффи-
циент, показывающий увеличение объема нефти в пластовых ус-
ловиях из-за растворенного в ней газа,
т
Пусть т = 3, ц, = цн /цв -К*5 = • 0,631'5 = 350 ; у, = -Ь -
1 Ун
4 л ТП + U* 3 + 350 j л
= 1,1, тогда ц =---• у = ——— • 1,1 = 97.
° т + 1 * 3 + 1
При расчетной послойной неоднородности пластов по прони-
цаемости V2 = 0,667 коэффициент заводнения будет
К3 = Хзн + (Кзк - Хзн)-А = 0,25 + (0,895-0,25)-А = 0,25 + 0,645А,
где А - расчетная предельная доля вытесняющего агента в дебите
жидкости добывающей скважины, зависящая от А2 - весовой
предельной доли вытесняющего агента или предельной обвод-
ненности и от ро - коэффициента различия физических свойств
нефти и вытесняющего агента, в данном случае воды,
А =--------&-------.
(1 - Л2) ц0 +
Для нескольких значений А2 определим значения А и значе-
ния коэффициента заводнения К3:
0,2 0,6 0,8 0,9 0,95
А 0,003 0,015 0,040 0,085 0,164
К;, 0,252 0,260 0,276 0,305 0,356
Также определим значения коэффициента нефтеотдачи Кяо
при условии, что коэффициент вытеснения равен Къ = 0,63 и ко-
эффициент сетки равен Кс - 0,87 и, соответственно, Као =
• КВКСК3 = 0,55 • К3:
A-i 0,2 0,6 0,8 0,9 0,95
као 0,139 0,143 0,152 0,168 0,196
Коэффициент нефтеотдачи - это доля отбора геологических
запасов нефти. Соответственно, можно рассчитать весовой отбор
жидкости в долях или единицах геологических запасов нефти
175
Кв - Кс F2 = 0,55 • £>;
F2=Kb+(F- К,) • ц0 = Къ + (F - Кв) • 97;
F = 0,25 + 0,645 • In—:
1-А
А2 0,2 0,6 0,8 0,9 0,95
к3 0,252 0,25968 0,2758 0,3048 0,3558
F 0,252 0,25975 0,2763 0,3073 0,3655
f2 0,252 0,2665 0,3243 0,5473 1,2967
0,55F2 0,439 0,147 0,178 0,301 0,713
Огад/Од 1,0 1,026 1,176 1,813 3,644
Здесь Оид/Од - отношение весовых суммарных отборов жид-
кости и нефти.
По результатам приведенных расчетов видно, что при увели-
чении весовой обводненности А2 с 20 % до 90 % и 95 % коэффи-
циент нефтеотдачи увеличивается с 13,9 % до 16,8 % и 19,6 %, а
соотношение суммарных отборов жидкости и нефти с 1,0 до 1,81
и 3,64.
3.3.5. ЧЕРЕДУЮЩАЯСЯ ЗАКАЧКА ВОДЫ И НЕБОЛЬШОЙ ЧАСТИ
ДОБЫТОЙ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ
При таком методе разработки залежи высоковязкой нефти ко-
эффициент различия физических свойств нефти и вытесняющего
агента определяется по следующей формуле:
_ т (1 - Д + Д • ц, 2) + ц»
" m • (1 - Д + Д - ц, • 2) + 1 • (1 - Д + Д • ц. • 2) ’ Y*’
где А - доля добытой дегазированной высоковязкой нефти в объе-
ме вытесняющего агента; 2 - увеличение вязкости нефти после ее
дегазации.
Сделаем расчеты Цо - коэффициента различия физических
свойств нефти и вытесняющего агента для нескольких значений
А - доли нефти:
3 • (1 + Д • (350 2 - 1)) + 350
Цо “ 3 • (1 + Д • (350 2 - 1)) + (1 + Д • (350 -2 - 1)) ' ’ ’
также рассчитаем коэффициент заводнения К3 и коэффициент
нефтеотдачи Кко
176
при Аг = 0,95
при К3 = ХВКС-Х3(1-Л) =
= 0,55Х3(1-Д)
А 0,01 0,02 0,04 0,08 0,10
Но 12,87 7,25 4,15 2,52 2,19
А 0,596 0,724 0,821 0,883 0,897
к3 0,634 0,717 0,780 0,820 0,829
к„0 0,345 0,386 0,412 0,415 0,410
Таким образом, при условии чередующейся закачки воды и
добытой высоковязкой нефти при осуществлении этой техноло-
гии с самого начала разработки залежи высоковязкой нефти оп-
ределены коэффициент заводнения (или коэффициент использо-
вания подвижных запасов нефти) К3 и коэффициент нефтеотда-
чи Кя0. При этой технологии по сравнению с обычным заводне-
нием нефтеотдача увеличивается в 21111 = 2,1173 = 2,1 раза.
0,196
3.3.6. ЧЕРЕДУЮЩАЯСЯ ЗАКАЧКА ВОДЫ И НЕБОЛЬШОЙ ЧАСТИ
ДОБЫТОЙ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ ПОСЛЕ ЗАВЕРШЕНИЯ
РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ ПРИ ОБЫЧНОМ
ЗАВОДНЕНИИ КАК МЕТОД ВОЗРОЖДЕНИЯ ЭКОНОМИЧЕСКИ
ЭФФЕКТИВНОЙ РАЗРАБОТКИ
На залежи высоковязкой нефти после завершения ее разра-
ботки при обычном заводнении осуществляется повторная разра-
ботка путем чередующейся закачки воды и небольшой части до-
бытой высоковязкой нефти (около 10 % в текущем объеме общей
закачки).
При этом коэффициент различия физических свойств нефти
и вытесняющего агента определяется следующим образом:
_ ст (1 - А + А • ц, • 2) + ц*
0 ст • (1 - А + А • ц, • 2) + 1 *
_ 3 • (1 - 0,1 + 0,1 • 350 • 2) + 350 1 1 _ 9 оп.
3 • (1 - 0,1 + 0,1 • 350 • 2) + 1
в конце предыдущей разработки залежи при обычном заводнении
весовая предельная обводненность отбираемой жидкости была
равна А2 = 0,95, при этом расчетная предельная доля агента была
равна А = 0,164 и коэффициент заводнения (использования под-
вижных запасов нефти) был К3 = 0,356 и коэффициент нефтеот-
дачи Кпо - 0,196.
Сразу после начала чередующейся закачки воды и нефти ве-
совая обводненность становится равной
177
A =--------------=-------9-’.l64 • 2’9 = 0,363.
1 - A + A • ц0 1 - 0,164 + 0,164 • 2,9
При возможности после уменьшения весовой обводненности с
А2 = 0,95 до Л2 = 0,363 сохранить объемную производительность
глубинного насоса, поскольку забойное давление не снижается
ниже уровня давления насыщения, увеличение дебита нефти бу-
дет в v раз
(0,95 + 0,05 • у.) = (0,363 + 0,637 у.) • z;
v = и пел ’ ’ 2 = TTTiT • °>945 = 12,0393 = 12.
0,050 • у. 0,050
При других значениях весовой предельной обводненности в
конце предыдущей разработки залежи при обычном заводнении
при А2 = 0,9 и А2 = 0,8 переход к чередующейся закачке воды и
нефти даст другие значения коэффициента увеличения дебита
нефти v
А? А Лг 1— Лг 2 V
0,9 0,085 0,212 0,788 0,9362 7,4
0,8 0,40 0,108 0,892 0,9365 4,2
Возможно, что вместо добытой дегазированной высоковязкой
нефти рассматриваемой залежи будет закачиваться какая-то дру-
гая менее вязкая нефть: вместо щ-2 = 350-2 = 700 будет ц.-2 =
= 280 и ц*-2 = 140, то значения и.о - коэффициента различия фи-
зических свойств будут другие:
ц.2 = 280 ц.-2 = 140
Но = _ 3 • (1 - 0,1 + 0,1 • 280 • 2) + 350 3 • (1 - 0,1 + 0,1 280 • 2) + 1 х 1,1 = 5,5 Ио = _ 3 • (1 ~ °,1 + О.1 ' 140 ' 2) + 350 t i _ 9 3 • (1 - 0,1 + 0,1 • 140 • 2) + 1 ’ ~ ’
Новые значения весовой обводненности
Л2 = = ^6±-5л5 = 0,519 1 - 0,164 + 0,164 • 5,5 л 0,164 • 9,5 _ 2 1 - 0,164 + 0,164 • 9,5
Увеличение дебита нефти в v раз
V -0,959 = 9.2 (1 - 0,95) у Л~ °'651). 0,981 = 0,8 (1 - 0,95)
178
Таблица 3.6
Результаты расчетов увеличения дебита нефти
Закачка воды Закачка собственной нефти Закачка посторонней нефти
0,1 р. 2 = 0,1 0,1 р. 2 = 70 0,1 р.-2 = 28 0,1 р.-2 = 14 0,1 р. 2 = 7
Ро = 97 р« = 2,9 Ро = 5,5 ро = 9,5 ро = 16,6
Aj А 1-Лг V А2 1-Л5 V А2 1“ /1*2 V А2 1-/Ц V
0.95 0,163 0361 0,639 12,8 0,517 0,483 9,7 0,649 0,351 7,0 0,764 0,236 4,7
0.90 0,085 0,212 0,788 7,9 0,338 0,662 6.6 0,469 0,531 5,3 0,607 0,393 3,9
0.80 0,040 0,108 0,892 4,5 0,186 0,814 4,1 0,284 0,716 4,1 0,409 0,591 3,0
0,70 0,023 0,064 0,936 3,1 0,115 0,885 3,0 0,183 0,817 2,7 0,281 0,719 2,4
0,50 0,0102 0,029 0,971 1,94 0,053 0.947 1,89 0,089 0,911 1,82 0,146 0,854 1,7
0,30 0,0044 0,0127 0,987 1.41 0,0237 0,976 1,39 0,0403 0,960 1,37 0,068 0,932 1,33
0,10 0,0011 0,0032 0,9968 1,108 0,006 0,994 1,104 0,0104 0,9896 1,10 0,018 0,982 1,091
Далее для широкого диапазона значений - весовой обвод-
ненности при обычном заводнении, когда совершается переход от
обычного заводнения к чередующейся закачке воды и нефти, бы-
ли определены значения коэффициента увеличения дебита нефти
1 - ж
v = ---L
1 -
без учета поправочного коэффициента z. Были рассмотрены слу-
чаи, когда закачивается добытая высоковязкая нефть с 0,1-ц,- 2 =
= 0,1-350-2 = 70 и когда закачивается менее вязкая нефть с
0,1-ц»- 2 = 0,1-280-1 = 28, а также 14 и 7 (табл. 3.6).
Приведенные данные показывают, что при закачке посторон-
ней нефти, если ее вязкость больше 20 % вязкости добытой неф-
ти, если доля нефти в закачке 10 % и если при предыдущей раз-
работке нефтяной залежи при обычном заводнении была достиг-
нута обводненность 10 % и более, то при переходе к новому ме-
тоду разработки путем чередующейся закачки воды и нефти
прирост отбора нефти будет больше осуществляемой закачки
нефти!
3.3.7. ИССЛЕДОВАНИЕ ИЗМЕНЕНИЙ ФИЛЬТРАЦИОННОГО
СОПРОТИВЛЕНИЯ В ПРЕДЕЛАХ ЗОН ОТДЕЛЬНЫХ СКВАЖИН
И ЯЧЕЕК СКВАЖИН
1. Каково распределение фильтрационного сопротивления
в пределах зоны дренирования скважины от ее внешней гра-
ницы до ее центра - до забоя скважины?
Каково изменение общего фильтрационного сопротивления:
• при переходе от 6-дюймовых колонн к 5-дюймовым экс-
плуатационным колоннам?
• при уменьшении зоны дренирования скважины в 5 раз,
т.е. при сгущении сетки скважин в 5 раз?
Чтобы представить распределение фильтрационного сопро-
тивления в пределах зоны дренирования скважины, будем рас-
сматривать зону дренирования скважины при равномерной квад-
ратной сетке скважин при площадном заводнении, например, при
известной 5-точечной схеме заводнения: рассматриваемый квад-
ратный участок размером
400 м-400 м = 160000 м2 = 16 га = 0,16 км2,
в центре которого находится действующая скважина; эту зону
дренирования по направлению от внешней границы к центру - к
забою скважины разделим на 10 полос (квадратных колец) с
180
одинаковым фильтрационным сопротивлением, составляющим
долю от общего фильтрационного сопротивления, равную 0,1.
Чтобы эти полосы были одинаковы по фильтрационному сопро-
тивлению, у них должно быть одинаковое соотношение перимет-
ра и ширины: чем ближе к забою скважины, тем меньше пери-
метр и меньше ширина полосы.
Такое разделение квадратной зоны дренирования на полосы
представлено в табл. 3.7.
При величине нефтяной площади 5 м2, эффективной нефтя-
ной толщине АЭф = 10 м, при пористости 0П = 0,2, начальной неф-
тенасыщенности рн = 0,75 и коэффициенте вытеснения Кв =
- 0,667, объем подвижной жидкости равен V = 5-АЭф-рп-рнХв =
- 5-10-0,2-0,75-0,667 - 5-1 м3 и при суточной закачке 100 м3/сут
займет полностью пять полос и частично шестую: полностью с
десятой по шестую полосы и частично пятую, более 0,5 общего
фильтрационного сопротивления; при трехсуточной закачке
300 м3 закачка полностью займет с десятой по пятую полосы и
частично четвертую полосу, более 0,6 общего фильтрационного
сопротивления; при закачке в течение двух недель 1400 м3 закач-
ка полностью займет семь полос с десятой по четвертую.
• При переходе от 6-дюймовых эксплуатационных колонн к
5-дюймовым фильтрационное сопротивление увеличится в
<0,060>J/ L 10,072/
= 1,02265 раза,
Таблица 3.7
Эона дренирования скважины. Выделение 10 полос
с одинаковым фильтрационным сопротивлением
Площадь, м2 Эквивалент- ный радиус, м Номер полосы Доля фильтрацион- ного сопротивления Накопленная доля фильтрационного сопротивления
64002 = 160000 225,6 1 0,1 1,0
178,92 = 32000 100,9 2 0,1 0,9
802 = 6400 45,14 3 0,1 0,8
37,82 = 1280 20,19 4 0,1 0,7
162 = 256 9,03 5 0,1 0,6
7,162 = 51,2 4,037 6 0,1 0,5
3,22 - 1024 1,805 7 0,1 0,4
1,432 = 2,048 0,888 8 0,1 0,3
0,642 = 0,4096 0,361 9 0,1 0,2
0.2862 = 0,0819 0,161 10 0,1 0,1
0,1282 = 0,0164 0,072 <- радиус скважины
181
во столько же раз уменьшится дебит, а расход металла умень-
шится в 1,2 раза, капитальные затраты на скважину уменьшатся
в 1,02 раза и общие капитальные затраты уменьшатся всего в
1,01 раза, таким образом получается экономический проигрыш в
1’^65 = 1,0 1 25 раза! Это получается сразу, а еще в 2 раза
уменьшается долговечность скважин.
• При сгущении сетки скважин в 5 раз с 16 га/скв до
3,2 га/скв исключается только первая полоса, уменьшается
фильтрационное сопротивление и увеличивается дебит скважины
всего в (1/0,9) = 1,111 раза!
• Если внешняя граница какого-то возможного участка имеет
произвольную форму, но проходит в пределах первой полосы
квадратного или кругового участка (а это 80 % всей площади!),
то общее фильтрационное сопротивление этого возможного уча-
стка определяется с небольшой погрешностью менее ±5 %.
• А самые большие ошибки, включая недопустимо большие
50-100 %, возникают при моделировании призабойной зоны
скважины (от десятой до четвертой полосы, которые занимают
до 1 % всей площади, но содержат более 70 % фильтрационного
сопротивления), особенно, если призабойная зона засорена и ее
проницаемость значительно уменьшена, и фильтрационное со-
противление этих полос увеличено до 90 % и более.
С учетом отмеченного явления довольно простые, мобильные
формулы для определения дебитов ячеек скважин и отдельных
скважин, а также пластовых давлений, приведенные в наших
книгах, обладают вполне удовлетворительной точностью. Глав-
ное, чтобы по скважинам были коэффициенты продуктивности,
установленные гидродинамическим путем.
2. Как изменяется фильтрационное сопротивление в пре-
делах зон дренирования скважин и в пределах ячеек скважин
с центральными нагнетательными и окружающими добы-
вающими скважинами на залежах высоковязкой нефти при
вытеснении нефти закачиваемой водой?
Как появляется и нарастает обводненность добываемой
нефти?
На залежи высоковязкой нефти (например, при вязкос-
ти нефти цн = 200 сП и вязкости воды = 1 сП, при соот-
ношении подвижностей вытесняющей воды и нефти
Еи- • К1В5 = — • 0,631,5 = 100 ) по двум обособленным слоям, один
цв 1
из которых в добывающей скважине еще дает нефть, а другой
уже промыт и дает вытесняющую воду, соотношение интеграль-
182
ных вязкостей (в последовательной цепи суммируются фильтра-
ционные сопротивления) или наоборот интегральных подвижно-
стей представляется следующей формулой:
Ив 1
k‘,s 1 '» Ц"
К4,5 т
Ц.„ гЛ5
т + — • К'
Мв _ + н*
т + 1 т + 1
Мв
<5
при т - 3 и ц, = 100
= з+юо = 25 75
3+1
при данных значениях А получаются значения А2
А................................ 0,01 0,05 0,10 0,15 0,20
Л2............................... 0,200 0,575 0,741 0,820 0,866
При расчетной послойной неоднородности нефтяной залежи
V2 = 0,667 коэффициент использования подвижных запасов неф-
ти равен
Кл = 0,250 + 0,645-А
и тогда значения К3 в зависимости от А
А................................. 0,01 0,05 0,10 0,15 0,20
К3............................... 0,256 0,282 0,315 0,347 0,379
А2.............................. 0,200 0,575 0,741 0,820 0,866
При коэффициенте вытеснения нефти водой Кв - 0,63 и ко-
эффициенте сетки Кс = 0,90 получается коэффициент нефте-
отдачи
Кно = КВКСК3 = 0,63-0,9-Хз = 0,567 Х3,
и тогда значения коэффициента нефтеотдачи Као в зависимости
от весовой обводненности А2
А2.............................. 0,200 0,575 0,741 0,820 0,866
Хно............................. 0,145 0,160 0,179 0,197 0,215
3. Как изменяется обводненность добывающих скважин на
залежи высоковязкой нефти при закачке вслед за водой ото-
рочки высоковязкой нефти?
Когда текущая дополнительная добыча нефти станет
больше текущей закачки нефти?
На залежи высоковязкой нефти по отдельной типичной ячей-
ке скважин, состоящей из 1 центральной нагнетательной и т ок-
ружающих добывающих, рассмотрим самый первый период за-
качки нефти после предыдущей продолжительной закачки во-
183
ды. Закачка в течение 10 сут дегазированной высоковязкой неф-
ти по 100 м3/сут, всего 1000 м3 высоковязкой нефти; затем за-
качка в течение 20 сут воды по 500 м3/сут, всего 10000 м3 воды.
В связи с этим будем рассматривать зону дренирования нагнета-
тельной скважины. Характеристика этой зоны представлена в
табл. 3.8.
При величине нефтяной площади 5 м2, эффективной нефтя-
ной толщине пластов Аэф = 10 м, пористости рп = 0,2, начальной
нефтенасыщенности £н = 0,75 и коэффициенте вытеснения Кв =
= 0,667 и площади S (в м2) эксплуатируемый объем равен
V = 5 • Аэф • р„. рн- Кв = S-10 • 0,2 • 0,75 • 0,667 = 5- 1 = 5 м3.
Итак, на рассматриваемой залежи высоковязкой нефти снача-
ла происходило обычное заводнение и уже была достигнута пре-
дельно высокая обводненность 90 %.
Интересно, какая достигнута нефтеотдача пластов? Рассмат-
риваем работу отдельной ячейки скважин, содержащей 1 нагне-
тательную и т добывающих, или даже отдельный элемент этой
ячейки с 1 добывающей и i/m частью нагнетательной.
С учетом высокой концентрации фильтрационных сопротив-
лений вблизи забоев скважин применяем расчетную схему то-
чечно сосредоточенных фильтрационных сопротивлений в точках
расположения скважин! С учетом последовательной цепи зон
дренирования нагнетательной и добывающих скважин и с учетом
двух слоев, один из которых еще дает нефть, а другой уже дает
Таблица 3.8
Зона дренирования нагнетательной скважины. Выделение 10 полос
с одинаковым геометрическим фильтрационным сопротивлением
(без учета вязкости закачиваемого агента)
Площадь, м2 Эквивалент- ный радиус, м Номер полосы Доля фильтрацион- ного сопротивления Накопленная доля фильтрационного сопротивления
2502 = 62500 141,047 1 0,1 1,0
111,82 - 12500 63,078 2 0,1 0,9
502 = 2500 28,209 3 0,1 0,8
22,42 = 500 12,616 4 0,1 0,7
102 = 100 5,642 5 0,1 0,6
4,472 = 20 2,523 6 0,1 0,5
22 = 4 1,128 7 0,1 0,4
0,8942 = 0,8 0,505 8 0,1 0,3
0,42 = 0,16 0,226 9 0,1 0,2
0,1792 = 0,032 0,101 10 0,1 0,1
0,082 = 0,0064 0,045 <- радиус скважины
184
прорвавшуюся закачанную вытесняющую воду, определяем ко-
эффициент различия физических свойств нефти и вытесняющей
воды
------Т5 +---------Нн
Чн < т • . К .
1 . М-В + 1 , P-в Ун'
Пн X*’5 т п Кв'5
Пока коэффициенты продуктивности нагнетательной и добы-
вающих скважин примем равными т|„ = ц и сократим, обозна-
чим • Кв5 = р. - соотношение подвижностей вытесняющей
Ив
воды и нефти и -Ь- • b = у. - соотношение плотностей воды и
Ун
нефти в пластовых условиях и преобразуем предыдущую форму-
лу в следующую формулу:
Цо =
m + и* .у .
т + 1
При т = 3, р. = Ь.. к,';5 = 0,667’5 = 108,95 = 109 и
и» 1
у. = • b = 1,076 получаем р0 = 3 + 109 • 1,076 = 30,128 = 30.
У., 3 + 1
При этом при предельной весовой обводненности А2 =0,9
предельная расчетная доля агента равна
д ________*2______-________912______= 0 231
(1 - Л2) ц0 + а2 (1 - 0,9) -30 + 0,9
при расчетной послойной неоднородности пластов V2 = 0,667
коэффициент заводнения или использования подвижных запасов
нефти равен
Кл = Кж + (К,к - Х3„) • А = 0,25 + 0,645 • 0,231 = 0,399,
а с учетом коэффициента вытеснения Кв = 0,667 и коэффициента
сетки Кс = 0,9 получается коэффициент нефтеотдачи
К 1(() = Кп К(. Кл = 0,667 • 0,9 0,399 = 0,2395 = 0,240.
Как видно, очень низким оказывается коэффициент заводне-
ния Кя и поэтому низким оказывается коэффициент нефтеотдачи
Кно = 0,240.
185
С целью повышения нефтеотдачи организуется и осуществля-
ется чередующаяся закачка воды и небольшой части добытой
высоковязкой нефти.
По первому периоду закачки оторочки нефти уже был сделан
расчет, и результаты расчета представлены в табл. 3.9.
Итак, за 10 сут закачки добытой дегазированной высоковяз-
кой нефти в среднем нефтью было занято 0,6864 всего геометри-
ческого фильтрационного сопротивления зоны дренирования на-
гнетательной скважины, за последующие 20 сут закачки воды в
среднем нефтью было занято 0,0077 всего фильтрационного
сопротивления. Если взвешивать по объемам закачки нефти
1000 м3 и закачки воды 10000 м3, то в среднем получается высо-
ковязкой нефтью занято 0,0694 фильтрационного сопротивления
зоны дренирования нагнетательной скважины. С учетом этого по-
Таблица 3.9
Время, сут Закачка нефти Закачка воды Фильтрационное
суточная, м3 накопленная, м3 суточная, м3 накоплен- я ная, м сопротивление, заня- тое нефтью, доля
1 100 100 0,6
2 100 200 0,63
3 100 300 0,66
4 100 400 0,68
5 100 500 0,70
6 100 600 0,707
7 100 700 0,713
8 100 800 0,719
9 100 900 0,725
10 100 1000 0,730
И 500 500 0,759-0,733 = 0,026
12 500 1000 0,781-0,759 = 0,022
13 500 1500 0,800-0,781 = 0,019
14 500 2000 0,807-0,800 = 0,007
15 500 2500 0,814-0,807 = 0,007
16 500 3000 0,821-0,814 = 0,007
17 500 3500 0,827-0,821 = 0,006
18 500 4000 0,834-0,828 = 0,006
19 500 4500 0,839-0,834 = 0,005
20 500 5000 0,844-0,839 = 0,005
21 500 5500 0,849-0,844 = 0,005
22 500 6000 0,854-0,849 = 0,005
23 500 6500 0,859-0,854 = 0,005
24 500 7000 0,864-0,859 = 0,005
25 500 7500 0,868-0,864 = 0,004
26 500 8000 0,872-0,868 = 0,004
27 500 8500 0,877-0,873 = 0,004
28 500 9000 0,881-0,877 = 0,004
29 500 9500 0,885-0,881 = 0,004
30 500 10000 0,889-0,885 =0,004
186
лучается новая величина коэффициента различия физических
свойств нового комбинированного вытесняющего агента и добы-
ваемой нефти
* _ т ‘ (1 _ 0,0694 + 0,0694 ц. 2) + ц. _
110 " т (1- 0,0694 + 0,0694 • щ • 2) + 1 ’ Y‘ “
_ 3 (1 - 0,0694 + 0,0694 • 109 • 2) + 109 _
~ 3 • (1 - 0,0694 + 0,0694 - 109 • 2) + 1 ’ ’
= 3 • 16,06 4-109 . t 076 = з 43891 ~ з 44
3 • 16,06 + 1
с учетом этого весовая обводненность отбираемой жидкости
равна
а; = —— = 7----------------0,231 з,44—_ = 0,508.
(1-Д) + Л М; (1 - 0,231) + 0,231 • 3,44
При наличии возможности сохранения дебита жидкости сни-
жение обводненности с А2 = 0,9 до А2 = 0,508 приводит к уве-
личению текущего дебита нефти в
= 1 -_01508 = 4 92 J
1 - А2 1-0,9 F
При соответствии закачки комбинированного вытесняющего
агента отбору жидкости сразу прирост дебита нефти (1-0,508) -
- (1 - 0,9) = 0,392 оказывается выше закачки нефти 0,392 >
> 1 + 10
= 0,091,
чистый прирост добычи нефти равен 0,392 -
- 0,091 = 0,301! В последующее время комбинированный вытес-
няющий агент дойдет до добывающих скважин, и коэффициент
различия физических свойств изменится и станет
Но =
3 16,06 + 109
3 • 16,06 + 16,06
• 1,076 = 2,6327 = 2,63,
предельная весовая расчетная доля станет
А =___________________________________________= 0,774,
(1 - Д2) • Но + Л2 (1 - 0,9) • 2,63 + 0,9
коэффициент заводнения увеличится до
К3 = 0,25 + 0,645 • 0,774 = 0,749
187
и коэффициент нефтеотдачи с учетом закачки в пласты неболь-
шой части (9,1 %) добытой нефти становится равным
кно - кв Кс • Къ • (1 - 0,091) =
= 0,667 0,9 0,749 • 0,909 = 0,409,
что в =1,7 раза больше, чем при обычном заводнении.
• Возможно, возникнет вопрос: во сколько раз ухудшатся ре-
зультаты, если вязкость закачиваемой высоковязкой нефти будет
уменьшена в 5 раз?
Такое могут сделать ради облегчения закачки высоковязкой
нефти. Тогда коэффициент различия физических свойств нефти
и вытесняющего комбинированного агента будет
_ т (1 - 0,0694 + 0,0694 • н. • 2/5) + н*
“ тп (1 - 0,0694 + 0,0694 ц. 2/5) + 1 “
3 • (1 - 0,0694 + 0,0694 109 2/5) + 109 .
= ---Ь------------------------------- 1,076 = 10,11.
3 • (1 - 0,0694 + 0,0694 • 109 • 2/5) + 1
С учетом этого весовая обводненность при переходе на чере-
дующуюся закачку будет
4 цр
д** ______• но__________________0,231 • 10,11_______ о 75
2 ~ (1-А) + Л цГ (1 - 0,231)+ 0,231 10,11 ’ ’
при сохранении дебита жидкости дебит нефти по сравнению с
обычным заводнением увеличивается в
1 - Л _ 1 - 0,75 _ 2 к паза
---------1--пап ~ Раза>
1 - А2 1-0,90
4 92
т.е. меньше возможного увеличения в = 1,968 = 2 раза, пре-
дельная максимальная расчетная доля вытесняющего агента бу-
дет А -----------------=0,471, коэффициент заводнения будет
(1 - А2) • Но + ^2
К3 = 0,25 + 0,645 0,471 = 0,554, значит, коэффициент заводнения
меньше возможного в = 1,35 раза, соответственно, коэффи-
188
циент нефтеотдачи равен
Кно = = 0,303, что больше, чем
мо 1,35
при обычном заводнении в = 1,26 раза.
Вывод.
Здесь представлены исследования по проблеме применения
высокоэффективной нетепловой технологии разработки залежей
и месторождений нефти высокой и сверхвысокой вязкости путем
чередующейся закачки воды (90 % объема закачки) и небольшой
части (10 % объема закачки) добытой и дегазированной собст-
венной высоковязкой нефти. Эта нетепловая технология обеспе-
чивает нефтеотдачу пластов выше, чем обычное заводнение и чем
тепловая технология с закачкой теплоносителя - горячей воды с
температурой около 300 °C. Эта нетепловая технология вообще
снимает проблему высокой и сверхвысокой вязкости нефти:
если при маловязкой нефти нефтеотдача 50 %, то при высоко-
вязкой нефти 50 %-(1-0,1) = 45 % и более. Проведение этих ис-
следований стало необходимо в связи с практическим осуществ-
лением этой нетепловой технологии по отдельным скважинам
залежи нефти сверхвысокой вязкости. В представленных ис-
следованиях были получены практически очень важные резуль-
таты.
3.4. ТЕПЛОВОЙ МЕТОД РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ
ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ ПУТЕМ ЗАКАЧКИ
В НЕФТЯНЫЕ ПЛАСТЫ ТЕПЛОНОСИТЕЛЯ-
ГОРЯЧЕЙ ВОДЫ
Есть залежи высоковязкой нефти. При нагреве вязкость неф-
ти резко снижается и, значит, облегчается добыча нефти. Поэто-
му общепринято, что на залежах высоковязкой нефти надо при-
менять тепловые методы в виде закачки теплоносителя - горя-
чей воды, например, нагретой до 270 °C.
При пластовом давлении 100 ат и температуре 270 °C и
меньше закачиваемая горячая вода остается водой со всеми вы-
текающими отсюда последствиями: в неоднородной пористой
породе из-за ее микронеоднородности на контакте нефти и воды
действуют капиллярные силы и захороняют остаточную нефть.
Если бы вода, благодаря высокой температуре, превратилась в
пар, из жидкого состояния перешла в газообразное, то не было
бы капиллярных сил, не было бы захороненной остаточной неф-
ти, и коэффициент вытеснения стал равным единице Klt = 1. Но
189
вода осталась в жидком состоянии, захороняется остаточная
нефть, и коэффициент вытеснения остался равным, например,
Кв = 0,6.
В нагнетательных скважинах вода закачивается в нефтяные
пласты и по поровым каналам, вытесняя подвижную нефть (за
вычетом остаточной нефти), продвигается по пласту. Тепло вно-
сит в нефтяные пласты закачиваемая вода и сразу делится этим
теплом с пористой породой и неподвижной пластовой водой и
остаточной нефтью. Еще надо учитывать, что нефтяные пласты
имеют общую толщину и эффективную проницаемую нефтяную
толщину, т.е. нефтяные пласты обладают расчлененностью - со-
стоят из нескольких проницаемых слоев эффективной толщины
и, соответственно, нескольких разделяющих непроницаемых про-
слоев неэффективной толщины, причем нередко неэффективная
толщина прослоев бывает равна и даже в 2-3 раза больше эф-
фективной толщины слоев, и нередко толщина слоев и прослоев
бывает небольшой. Получается, что закачиваемая горячая вода
делится своим теплом не только со своим слоем, но и с соседни-
ми непроницаемыми прослоями. Теплоемкость слоев вместе с
теплоемкостью соседних прослоев во много раз больше теплоем-
кости закачиваемой воды, поэтому тепловой фронт во много раз
отстает от фронта закачиваемой воды. Поэтому если бы прони-
цаемые слои обладали одинаковой проницаемостью, то закачка
горячей воды на повышение нефтеотдачи пластов никакого
влияния не имела. По отдельному однородному слою при закач-
ке горячей воды, как и при закачке холодной воды, на контакте
закачиваемой воды с вытесняемой нефтью наблюдается пласто-
вая температура То. Эффект получается в случае неоднородности
слоев и трубок тока по времени промывки водой. Сначала в до-
бывающую скважину по наиболее проницаемым путям прорыва-
ется вода с пластовой температурой. Но из-за высокого соотно-
шения подвижностей воды (по слоям, дающим воду) и нефти (по
слоям, дающим нефть), например, это соотношение равно 25 или
50, по промытым водой слоям и трубкам тока тепловой фронт
относительно быстро подойдет к добывающей скважине, станет
греть забой добывающей скважины, в призабойной зоне нефтя-
ных слоев значительно снижать вязкость нефти, значительно
уменьшать фильтрационное сопротивление слоев, дающих нефть,
и значительно уменьшать соотношение подвижностей у слоев,
дающих воду, и у слоев, дающих нефть, и тем самым уменьшать
текущую обводненность и увеличивать нефтеотдачу.
Представленной логике рассматриваемого процесса вытес-
нения нефти соответствуют приводимые здесь расчетные фор-
мулы.
190
В отдельной трубке тока в зависимости от 8 = — - относи-
/ф
тельной длины, занятой вытесняющей водой, тепловой фронт
представлен следующей формулой
(Г - Т„) = (Т, - То) (1 - У(8)) = (Т, - Г.) (1 - б”),
где Т - температура на расстоянии I от забоя нагнетательной
скважины, Тп - температура на забое нагнетательной скважины
(максимальная температура рассматриваемого процесса), То -
начальная пластовая температура; Y(8) = 8п - функция распре-
деления значений 8, причем 0 < 8 < 1 и 0 < Y (8) < 1;
(Тя - Тп) - прирост температуры на забое нагнетательной сква-
жины, (Т - То) - прирост температуры на расстоянии I от забоя
нагнетательной скважины.
Будем рассматривать Y (8) = 8" как функцию распределения.
Функция плотности распределения
среднее значение начального момента k-ro порядка
(&*)сР = • y(S) • db = J 8* • п • 8"‘^8 = -А-;
о о n+k
среднее значение (при k =1)
к - " •
с₽ п+Г
средний квадрат значения (при k = 2)
квадрат коэффициента вариации
У2 = _ J = п (п + С2 _ J = (я + *)2 _ 1 _ 1
(бСр)2 п + 2 L « J (п + 2)п (п + 2)-п‘
Тепловой фронт отстает от фронта вытесняющей воды во
столько раз
191
где рп - пористость; рн - начальная нефтенасыщенность; Кв - ко-
эффициент вытеснения нефти водой; А - доля эффективной неф-
тяной толщины в общей толщине нефтяного пласта.
Получается, что
5 = _2L_ =J_. v
ср п + 1 v’
1 1
п =----------------
п vT - 1
При рп = 0,16, Рп = 0,675, Хв = 0,60 и А = 0,50
__________0,65_________
0,16 • 0,675 • 0,60 • 0,50
+ 0,35 = 20,4117 = 20,
1 1
тогда п = ——- = — •
20-1 19
При vT - 20 и п - для различных значений 5 будут сле-
дующие значения Y (8) = 8":
8 0,1 0,3 0,5 0,7 0,9 1,0
У(8) - 8" 0,886 0,939 0,964 0,981 0,995 1,00
8 0,01 0,03 0,05 0,07 0,09 0,10
У(8) 0,785 0,832 0,854 0,869 0,881 0,886
8 0,001 0,003 0,005 0,007 0,009 0,010
У(8) 0,695 0,737 0,757 0,770 0,780 0,785
8 0,0001 0,0003 0,0005 0,0007 0,0009 0,0010
У(8) 0,616 0,653 0,670 0,682 0,691 0,695
В случае vT = 10 и п = | для различных значений 8 будут
следующие значения У(8):
8 0,1 0,3 0,5 0,7 0,9 1,0
У(8) 0,774 0,875 0,926 0,961 0,988 1,0
8 0,01 0,03 0,05 0,07 0,09 0,10
У(8) 0,600 0,677 0,717 0,744 0,765 0,774
8 0,001 0,003 0,005 0,007 0,009 0,010
У(8) 0,464 0,524 0,555 0,576 0,593 0,600
8 0,0001 0,0003 0,0005 0,0007 0,0009 0,0010
У(8) 0,359 0,406 0,430 0,446 0,460 0,464
192
По приведенным данным видно, что в случаях vT = 10 и vT =
20 очень медленно снижается величина У(5): при 5 = 0,1 У(8) =
0,774 и У(8) = 0,886, при 5 = 0,01 У(8) = 0,600 и У(8) = 0,785.
Это значит, что очень медленно высокая температура от нагнета-
тельной скважины приближается к добывающей скважине.
Далее надо от отдельного слоя или отдельной трубки тока пе-
рейти к их совокупности, которой присуща неоднородность по
проницаемости, по скорости вытеснения нефти водой. Будем
рассматривать элемент нефтяной залежи с одной нагнетательной
скважиной и одной добывающей скважиной. Этот элемент неф-
тяной залежи обладает расчетной послойной неоднородностью по
проницаемости или результирующей неравномерностью вытесне-
ния нефти в добывающую скважину, которая количественно ха-
рактеризуется показателем неоднородности V2, например, рав-
ным V2- 0,667.
При этом Кэ - коэффициент заводнения или использования
подвижных запасов нефти представляется формулой в зависимо-
<ти от А - предельной расчетной доли вытесняющего агента в
дебите добывающей скважины
К, = кт + (К„ - К„) А,
a F - относительный отбор расчетной жидкости представляется
формулой
F - Кзн + (Хзк - Хзн) • In-Ц-.
ЗН у ЗК ЗН / 4 ___ л
1 1
В этих формулах Кзн =-------------3 и Кзк =--------------? .
1,2 + 4,2 V2 0,95 + 0,25 V
При принятой величине V2 = 0,667 Хзн = 0,25 и Хзн = 0,895. На
основе приведенных формул получаются другие необходимые
формулы:
1 = 'к'3 ""Т4 |п(1-Л) = к ~ Кк '
^ЗК ^ЗН ^ЗК ^“ЗН
_ f г-кзн 1 _ Г Г-Кзк
(I А) = е а = 1 - е ^зк-Кз
_ f
~ ^зн _ | _ Q <K3K-K3HJ
и. ” *зн
I
857
193
при V2 = 0,667 К3 = 0,25 + 0,645-А;
F = 0,25+ 0,645 -In-1-;
1 - А
( F-0.25A
А = 1 - е °’645
ГГ-0,25^
К3 = 0,895 - 0,645 • е °'645 <
Далее представим переход от расчетной жидкости к весовой
жидкости и обратно, от расчетного вытесняющего агента к весо-
вому вытесняющему агенту и обратно. Переход от весового аген-
та к расчетному агенту сделан, чтобы разделить влияние расчет-
ной послойной неоднородности по проницаемости V2 и различия
физических свойств (прежде всего подвижности и плотности)
нефти и вытесняющего агента Цо. Тогда многие сложные пробле-
мы оказываются решаемыми аналитическим путем:
<7аМо =^2-
где - расчетный дебит вытесняющего агента и <уа2 весовой де-
бит вытесняющего агента,
*7я2 _ Ял . j. . ?а2 . 1 _ Ял
_ Л Н()> ~ 1
Я Я Я Но я
q - весовой дебит нефти;
Ял2 = <?а Но . д _ Л Ир д =__________________Лг_______.
Я + Ял2 Я + Ял ’ М-0 2 (1 - л) + А ц0 ’ (1 - А2) • Цо + ’
(<7/--2 - я) = - я) • ц0;
(Ог2Д ” Од) = (С/Д - Од) •
(Огго ~ Qo) ~ (Qfo ~ Qo) ' Но>
{р2 -Кэ) = (F - К3) • Ио;
Ро при 5-точечной схеме площадного воздействия и при других
схемах воздействия в среднем за все время разработки нефтяной
залежи; в конкретных условиях при тепловом методе разработки
залежи высоковязкой нефти путем закачки горячей воды
194
(Нв)„ + (^в ) (^«)с
,l” ’ (ц.)„ - (и.). ;
ц. = при Т > 50 "С, ц„ = 8 • 1£; Г„ = 20 °C, ц, = 1 сП, ц„ =
100 сП; Г. = 270 "С, (к.)я = 0,1037 сП;
Те, °C 20 30 40 50
В» 1 0,85 0,71 0,56
Прирост температуры в добывающей скважине представляет-
ся следующей формулой:
ЛТ„ = Т„ - Т„ = А • (7-,, - То) (1 - У(8)) = А • (Г, - Г„) • (1 - 6"),
где 8 = ———ь-------— при Р> К, > Кзн и А > 0;
(F - Кя) ц0 + К3
где п =------.
v, - 1
Итак, проводим расчеты вытеснения нефти горячей водой с
температурой на забое нагнетательной скважины Тн = 270 °C и
постепенным повышением температуры на забое добывающей
скважины, с постепенным изменением коэффициента различия
физических свойств нефти и вытесняющего агента ц0-
Результаты расчетов представлены в табл. 3.10, 3.11.
По данным приведенных таблиц видно, что при отставании
теплового фронта от фронта воды в vT = 20 раз температура на
забое добывающих скважин с То = 20 °C к концу разработки воз-
растает до Тс = 47,6 °C, в среднем температура отбираемой жид-
кости составляет 37,6 °C; при отставании теплового фронта от
фронта воды в vT = 10 раз температура на забое добывающей
скважины к концу разработки возрастает до Т = 65,7 °C, в сред-
нем температура отбираемой жидкости составляет 47,7 °C.
По данным таблиц видно, что почти всё время разработки
(около 80 % времени) весовая обводненность отбираемой жидко-
сти очень высокая, с 82 % возрастает до 97-98 %. Суммарный
отбор воды больше суммарного отбора нефти: при vT = 20 в
4144 =; 11,0036 = 11 раз и при vT = 10 в = 6,7389 = 6,7 раза.
0,831 НЕТ 0,831 Е
195
ю
о»
Таблица 3.10
Расчет теплового метода разработки.
Отставание теплового фронта от фронта воды в v, = 20 раз
А к» F (F-K,) A(F - К,) Ро A(F - К3) мо г = ЕД(Г - Кэ) Мо Ji) х = 1-С Г, - Го = -А 250к, % Те Аз
С К, + г
0,1 0,315 0,318 0,003 0,003 42,2 0,1266 0,1266 0,7133 0,0178 0,44 20,44 0,824
0,2 0,379 0,394 0,015 0,012 39,6 0,4745 0,6011 0,3867 0,0488 2,44 22,44 0,908
0,3 0,444 0,480 0,036 0,021 30,8 0,6460 1,2471 0,2626 0,0680 5,10 25,10 0,930
0,4 0,508 0,579 0,071 0,035 22,9 0,8003 2,0474 0,1988 0,0815 8,15 28,15 0,939
0,5 0,573 0,697 0,124 0,053 16,2 0,8603 2,9077 0,1645 0,0906 11,33 31,33 0,942
0,6 0,637 0,841 0,204 0,080 12,9 1,0344 3,9421 0,1391 0,0986 14,79 34,79 0,951
0,7 0,702 1,027 0,325 0,121 10,0 1,2100 5,1521 0,1199 0,1056 18,48 38,48 0,959
0,8 0,766 1,288 0,522 0,197 8,0 1,5668 6,7189 0,1023 0,1131 22,61 42,61 0,970
0,9 0,831 1,735 0,904 0,382 6,3 2,4251 9,1440 0,0833 0,1226 27,59 47,59 0,983
Ср. 37,6 °C
Таблица 3.11
Расчет теплового метода разработки.
Отставание теплового фронта от фронта воды в vT = 10 раз
А К, F (F - X,) Д(Г - К,) Ре Д(г- *,) МО z = ZA(f - Хэ) • Мо С = -Ъ— К, + z х • 1-С - То = = Л-250 -х, % Тс А?
0,1 0315 0,318 0,003 0,003 42,2 0,1266 0,1266 0,7133 0,0368 0,921 20,921 0,824
0,2 0,379 0,394 0,015 0,012 37,5 0,4496 0,5762 0,3968 0,0976 4,481 24,481 0,903
03 0,444 0,480 0,036 0,021 23,5 0,4928 1,0690 0,2935 0,1274 9,551 29,551 0,910
0,4 0,508 0379 0,071 0,035 15,1 0,5285 1,5975 0,2413 0,1461 14,612 34,612 0,910
0,5 0,573 0,697 0,124 0,053 10,2 0,5406 2,1381 0,2114 0,1586 19,825 39,825 0,911
0,6 0,637 0,841 0,204 0,080 7,4 0,5920 2,7301 0,1896 0,1687 25300 45,300 0,917
0,7 0,702 1,027 0,325 0,121 5,6 0,6776 3,4077 0,1711 0,1781 31,167 51,167 0,929
0,8 0,766 1,288 0,522 0,197 4,4 о 1? 0,8718 4,2795 0,1521 0,1882 37,766 57,732 0,948
0,9 0,831 1,735 0,904 0,382 1,3202 5,5997 0,1294 0,2033 45,732 65,732 0,969
Ср. 47,65 °C
5S
Далее определим Дг - долю добытой нефти, сжигаемой для
приготовления горячей воды с температурой 270 °C.
Напишем баланс прихода и расхода тепла:
ю Аг К, • ДГ„ = [(F - К,) |ХО + К, V, - К,] ДГС,
где 10 - сжигание 1 т нефти дает Ют горячей воды с температу-
рой Тя = 270 °C; К3 - доля отбора подвижных запасов нефти; Дг -
доля сжигания добытой нефти; (F - Х3)*ро - суммарный отбор
вытесняющего агента в долях подвижных запасов нефти; K3vT -
нагреваемый относительный объем нефти, а также вмещающей и
ближайшей окружающей породы пластов; Кзн - доля ненагретой
отбираемой нефти; АТС - прирост температуры на забое добы-
вающей скважины.
При vT = 20
10 Аг • кз Д7-н = [(F - К,) • Ио + К, V, - К,] ДТС =
=10-Дг-0,831-(270-20)=(9,144 + 0,831-20-0,25)-(37,6-20);
Дг • 2077,5 = 449,0464 = 449
получается Дг= = 0,216;
при vT = 10
10 • Дг • 0,831 • 250 = (5,6 + 0,831 • 10 - 0,25) • 27,7;
Дг • 2078 = 378,382 = 378
получается Дг = = 0,182.
При vT = 20 коэффициент нефтеотдачи получается равным
Кно = Кв • Кс • К3 - (1 - Дг) =
= 0,6 • 0,9 • 0,831 • (1 - 0,216) = 0,352;
при vT = 10 коэффициент нефтеотдачи получается равным
Кно = 0,6 0,9 • 0,831 • (1 - 0,182) = 0,367.
Таким образом, здесь последовательно были рассмотрены:
сначала типичная трубка тока, идущая от забоя нагнета-
тельной скважины по разрабатываемому нефтяному пласту к
забою добывающей скважины и на примере типичной трубки
198
тока учтено отставание фронта тепла от фронта воды, при задан-
ной температуре на забое нагнетательной скважины Тн = 270 °C
постепенное продвижение вслед за фронтом воды фронта тепла
и после прорыва воды в добывающую скважину постепенное
повышение температуры на ее забое Тс, изменение вязкости
нефти;
затем большая совокупность трубок тока, идущих к забою
добывающей скважины от забоев одной или нескольких нагнета-
тельных скважин, т.е. типичный элемент нефтяной залежи, экс-
плуатируемый одной добывающей скважиной, содержащий мно-
жество трубок тока различных по проницаемости и скорости вы-
теснения нефти, была установлена закономерность отбора под-
вижных запасов нефти и отбора вытесняющей горячей воды, по-
степенного повышения температуры на забое добывающей сква-
жины и изменения ц0 - коэффициента различия физических
свойств нефти и вытесняющей горячей воды. Осредненные зна-
чения Цо представлены в табл. 3.12.
А теперь мы совершаем переход от отдельного типичного
элемента нефтяной залежи к множеству элементов различных по
их средней проницаемости и времени разработки, т.е. совершаем
переход к нефтяной залежи в целом или ее существенной части с
учетом высокой зональной неоднородности, наблюдающейся ме-
жду элементами. При этом, как это было неоднократно обосно-
вано, сразу переходим к уравнениям разработки нефтяной зале-
жи.
Представим уравнение добычи нефти рассматриваемой зале-
жи, охватывающее все три периода разработки. Применительно к
отдельному элементу эти периоды расположены последовательно,
а применительно к залежи в целом - к множеству элементов с
различным временем разработки - оказываются в какой-то мере
расположены параллельно:
Таблица 3.12
Осредненные значения цо - коэффициента различия физических
свойств нефти и вытесняющего агента по периодам разработки
типичного элемента нефтяной залежи
Условия Характеристика трех периодов разработки элемента нефтяной залежи
При соотношении подвижно- стей нефти и ненагретой во- ды ц. - 46,5 при последую- щем отставании фронта воды в vT = 20 раз в vT = 10 раз 1-й период до Л = 0,3, до К3 = 0,444 и F = 0,480 35 30 2-й период от А - 0,3 до А = 0,6, до К3 = 0,637 и F = 0,841 16 10 3-й период от А - 0,6 до А = 0,9, до К3 = 0,831 и F = 1,735 7,4 4,1
199
уравнение добычи нефти, охватывающее только первые два пе-
риода разработки
уравнение добычи нефти, охватывающее только первый период
разработки
I )
—%— • [о.» -• [&« -
Q*o + 2 ’ 1-1 1-1
добыча нефти только третьего периода будет
(О (О
q - qA,
добыча нефти только второго периода будет
<7?? - q^.
Уравнение добычи расчетной жидкости всех трех периодов
разработки залежи
( At)'
Af) -/7.1-
qr»** -<7о 1-----
I
=—V— [<2™ -2^1=4 |q™ -£<$ |;
Окл + — • Qn \ '
уравнение добычи расчетной жидкости только первых двух пе-
риодов разработки залежи
(«)
qF»=qo
Qf«»o J Qf*.o + 2 ’ ' 1=1
Qr**o “
I i=i ;
уравнение добычи расчетной жидкости только первого периода
разработки
<2/0Л.-[&•«-£'?”
1=1 ;
200
добыча расчетной жидкости только третьего периода разработки
a{t) - cP
4f 4f**>
добыча расчетной жидкости только второго периода разработки
a(t} -cP
4F** 4F*-
Добыча весовой жидкости третьего периода разработки
HF2 4F2**
(<) ,P
Q q*t
(<)
Qf Яр*
Цо>
добыча весовой жидкости второго периода разработки
4F2** 4F2*
W (0
q.. - q.
• ц0;
V) sP
Qf»> Qf*
добыча весовой жидкости первого периода разработки
(0 _ (О
qF2* — q*
Мо-
Далее выполняем расчет процесса разработки месторождения
высоковязкой нефти, сходного с Черемушкинским месторожде-
нием: с двумя основными нефтяными пластами - Верейским и
башкирским горизонтами.
Амплитудный дебит на одну проектную скважину равен
1 / rj ту \ TYl 1
<7() = Т * По • Лиг - Рс • г—-----------------------------------~—2 =
\ / 1 + т i + о,5 • V32
= 333 0,3 . (90-30) • + 0 5‘ = 3371,625 = 3000 т/год,
где т = 333 сут/год - число дней работы скважины в году; т]0 =
= 0,3 т/(сут-ат) - средний коэффициент продуктивности скважи-
ны по нефти; т = 3 - число добывающих скважин на одну наг-
нетательную; V2 - зональная неоднородность пластов по про-
дуктивности, увеличивающая фильтрационное сопротивление и
уменьшающая дебит.
При общем числе скважин п0 = 100 амплитудный дебит нефти
рассматриваемой части месторождения равен <?о = <7о • =
= 3000 • 100 т/год = 300 тыс. т/год = 0,3 млн т/год.
Балансовые геологические запасы нефти равны Qe = 23 млн т.
Физически извлекаемые запасы нефти равны
201
Qo = Qe-K* = Q6KBKCK3 = 23-0,6-0,9-0,831 = 10,2 млн т,
товарные извлекаемые запасы нефти
£ = 0» . (1 - дг) = 10,3 • (1 - 0,216) = 8,0752 s 8,00 млн т.
Периоды разработки к. F 0» I <2я) If
Первый 0,444 0,480 5,45 0,0536 5,89 0,0497
Первый + второй 0,637 0,841 7,82 0,0376 10,32 0,0287
Первый + второй + + третий 0,831 1,735 10,2 0,0290 21,60 0,0138
С учетом этого выполняем расчет разработки рассматриваемо-
го эксплуатационного объекта по следующим уравнениям:
= I. fa. - = 0,0536 • f5,45 - s
k 1=1 / k 1=1
(0 - T
Qf* ~ *F*
= 0,0497
г-1 Щ 1
5,89-xi} ;
i=l 7
_ JO
Ho — 35, qa2* ~
JO
?•»
= 4.-
0,0376
г-l (0
7,82 - xi;
i=i
JO _ т
Qf*» ~ h»
10,32 - S41!.
i=i
JO
X Qf*
i = l
= 0,0287 •
t-1 (i\ k ( (i\
— 1л*!* = 0,0290 • 10,2 - XiA
i=l J k 1 = 1
г-1 гл k f г-1 /л >
- Z 4... =0,0138- 21,6- Z*!..
i=l ) k i=l >
Результаты проведенных расчетов приведены в табл. 3.13.
Расчеты охватывают 30-летний период разработки рассматри-
ваемой нефтяной залежи.
202
Таб.ища 3 13
Динамика технологических показателей при тепловом методе разработки залежи высоковязкой нефти.
При отставании фронта тепла от фронта воды v, = 20
Годы Z9. ?.♦ ?... 2л... S qF, 4f»» 2>.. ?f... 2Л/...
1 0,2921 0,2921 0,2940 0,2940 0,2958 0,2958 0,2927 0,2927 0,2962 0,2962 0,2981 0,2981
2 0,2765 0.5686 0,2830 0,5770 0,2872 0.5830 0,2782 0,5709 0,2877 0,5839 0,2940 0,5920
3 0,2616 0.8302 0,2723 0,8493 0,2789 0.8619 0,2644 0,8353 0,2794 0,8633 0,2899 0,8820
4 0,2476 1,0778 0,2621 1,1114 0,2708 1,1327 0,2512 1,0865 0,2714 1,1347 0,2859 1,1679
5 0,2343 1,3122 0,2522 1,3637 0,2630 1,3957 0,2387 1,3252 0,2636 1,3983 0,2820 1,4498
6 0,2218 1,5340 0,2428 1,6064 0,2553 1,6510 0,2269 1,5521 0,2561 1,6544 0,2781 1,7279
7 0,2099 1,7439 0,2336 1,8401 0,2479 1,8989 0,2156 1,7677 0,2487 1,9031 0,2742 2,0021
8 0,1986 1.9425 0,2248 2.0649 0,2407 2,1396 0,2049 1.9726 0,2416 2,1446 0,2705 2,2726
9 0.1880 2,1305 0,2164 2,2813 0,2338 2,3734 0,1947 2,1673 0,2346 2,3793 0,2667 2,5393
10 0,1779 2,3085 0,2083 2.4896 0,2270 2,6004 0,1850 2,3523 0,2279 2,6072 0,2630 2,8023
11 0,1684 2,4768 0,2004 2,6900 0,2204 2,8208 0,1758 2,5281 0,2214 2,8285 0,2594 3,0618
12 0,1594 2,6362 0,1929 2,8829 0,2140 3,0348 0,1671 2,6952 0,2150 3,0435 0.2558 3,3176
13 0,1508 2,7870 0,1856 3,0685 0,2078 3,2425 0,1588 2,8540 0,2088 3,2524 0,2523 3,5699
14 0,1427 2,9298 0,1787 3,2472 0,2018 3,4443 0,1509 3,0049 0,2028 3,4552 0,2488 3,8187
15 0,1351 3,0648 0,1719 3,4191 0,1959 3,6402 0,1434 3,1483 0,1970 3,6522 0,2454 4,0641
16 0.1278 3,1927 0,1655 3,5846 0,1902 3.8305 0,1363 3.2845 0,1914 3.8436 0,2420 4,3061
17 0,1210 3,3137 0,1593 3,7438 0,1847 4.0152 0,1295 3,4140 0,1859 4,0295 0,2387 4,5447
18 0,1145 3,4282 0.1533 3,8971 0,1794 4,1945 0,1231 3,5371 0,1805 4,2100 0,2354 4,7801
19 0,1084 3,5366 0.1475 4,0446 0,1742 4,3687 0,1169 3,6540 0,1754 4,3854 0,2321 5,0122
20 0,1026 3,6391 0.1420 4,1866 0,1691 4,5378 0,1111 3,7651 0,1703 4,5557 0,2289 5,2411
21 0,0971 3,7362 0.1366 4,3232 0,1642 4,7020 0,1056 3,8707 0,1654 4,7211 0,2258 5,4669
22 0,0919 3,8280 0,1315 4,4546 0,1594 4,8615 0,1004 3,9711 0,1607 4,8818 0,2226 5,6895
23 0,0869 3,9150 0,1265 4,5812 0,1548 5.0163 0,0954 4,0665 0,1561 5,0379 0,2196 5,9091
24 0.0823 3,9973 0,1218 4,7030 0,1503 5,1666 0,0906 4,1571 0,1516 5.1895 0,2165 6,1256
25 0,0779 4,0751 0,1172 4,8202 0,1460 5,3126 0,0861 4,2432 0.1472 5,3367 0,2135 6,3392
26 0,0737 4,1488 0.1128 4,9330 0,1417 5,4543 0,0818 4,3251 0,1430 5,4797 0,2106 6,5498
27 0,0697 4,2186 0,1086 5,0415 0,1376 5,5919 0,0778 4,4028 0,1389 5,6187 0,2077 6,7574
28 0,0660 4,2846 0,1045 5,1460 0,1336 5.7256 0,0739 4,4768 0,1349 5,7536 0,2048 6,9623
29 0,0625 4,3470 0,1005 5.2465 0,1298 5,8553 0,0702 4.5470 0,1311 5,8846 0,2020 7,1643
30 0,0591 4,4061 0.0968 5.3433 0,1260 5,9813 0,0667 4,6137 0,1273 6,0119 0,1992 7,3635
о Продолжение табл 313
Годы 2л. = q.,~ q. *?...= = Яр- =qp- ~ Qf* = = 9f»«. " ?F»«
1 0,2921 0,2921 0.0019 0,0019 0.0018 0,0018 0,2927 0,2927 0,0035 0,0035 0,0019 0,0019
2 0.2765 0,5686 0,0065 0,0084 0,0042 0,0060 0,2782 0,5709 0,0095 0,0130 0,0063 0,0082
3 0,2616 0,8302 0,0107 0.0191 0.0066 0,0126 0,2644 0,8353 0,0151 0,0280 0,0105 0,0187
4 0,2476 1,0778 0,0145 0,0336 0.0087 0,0213 0,2512 1,0865 0,0202 0,0482 0,0145 0,0332
5 0,2343 1,3122 0,0179 0,0515 0,0107 0,0320 0,2387 1,3252 0,0249 0,0731 0,0183 0,0515
6 0.2218 1,5340 0.0210 0,0725 0,0126 0,0446 0,2269 1,5521 0,0292 0,1023 0,0220 0,0735
7 0,2099 1,7439 0.0237 0,0962 0,0143 0,0588 0.2156 1,7677 0,0331 0,1354 0,0255 0,0991
8 0,1986 1,9425 0,0262 0,1224 0,0159 0,0747 0.2049 1.9726 0,0367 0,1721 0,0289 0,1279
9 0,1880 2,1305 0,0284 0,1508 0,0174 0,0921 0,1947 2,1673 0,0399 0,2120 0,0321 0,1600
10 0,1779 2,3085 0,0303 0,1811 0,0187 0,1108 0,1850 2,3523 0,0429 0,2549 0,0351 0,1952
И 0,1684 2,4768 0,0320 0,2131 0,0200 0,1308 0,1758 2,5281 0,0455 0.3004 0,0380 0,2332
12 0,1594 2,6362 0.0335 0,2467 0,0211 0,1519 0,1671 2,6952 0,0479 0,3483 0,0408 0,2740
13 0,1508 2,7870 0,0348 0,2815 0,0222 0,1740 0,1588 2,8540 0,0501 0,3984 0.0435 0,3175
14 0.1427 2,9298 0,0359 0,3174 0,0231 0,1971 0,1509 3,0049 0,0520 0,4503 0.0460 0,3635
15 0,1351 3,0648 0,0369 0.3543 0,0240 0,2211 0,1434 3,1483 0,0536 0,5040 0,0484 0,4118
16 0,1278 3,1927 0,0376 0,3919 0,0248 0.2459 0,1363 3,2845 0,0551 0,5591 0,0506 0,4625
17 0,1210 3,3137 0,0383 0,4302 0,0255 0,2713 0.1295 3,4140 0,0564 0,6155 0,0528 0,5153
18 0,1145 3,4282 0,0388 0,4689 0,0261 0,2974 0,1231 3,5371 0,0575 0.6729 0,0548 0,5701
19 0,1084 3,5366 0,0391 0,5080 0,0267 0,3241 0.1169 3,6540 0,0584 0,7314 0,0568 0,6268
20 0,1026 3,6391 0.0394 0.5474 0,0272 0,3513 0,1111 3,7651 0,0592 0,7905 0,0586 0,6854
21 0,0971 3,7362 0,0396 0.5870 0,0276 0,3788 0,1056 3,8707 0,0598 0,8504 0,0603 0,7457
22 0,0919 3,8280 0,0396 0,6266 0,0280 0,4068 0,1004 3,9711 0,0603 0,9107 0,0619 0,8077
23 0.0869 3,9150 0,0396 0,6662 0,0283 0,4351 0,0954 4,0665 0,0607 0,9714 0.0635 0,8712
24 0,0823 3,9973 0,0395 0,7057 0,0285 0,4636 0,0906 4,1571 0,0610 1,0324 0.0649 0,9361
25 0,0779 4,0751 0,0393 0,7450 0,0288 0,4924 0,0861 4,2432 0,0611 1,0935 0,0663 1,0024
26 0,0737 4.1488 0,0391 0,7841 0,0289 0,5213 0,0818 4,3251 0,0612 1,1547 0,0676 1,0700
27 0,0697 4,2186 0,0.388 0,8230 0,0291 0,5504 0,0778 4.4028 0,0611 1,2158 0,0688 1,1388
28 0,0660 4,2846 0,0385 0,8614 0,0292 0,5796 0,0739 4,4768 0,0610 1,2768 0,0699 1,2087
29 0,0625 4,3470 0,0381 0.8995 0,0292 0,6088 0,0702 4,5470 0,0608 1,3377 0,0709 1,2796
30 0,0591 4,4061 0,0376 0,9371 0,0292 0,6380 0,0667 4,6137 0,0605 1,3982 0,0719 1,3515
Продолжение таблицы 3 13
205
Годы = <7f. - 9. ч..= и £ ? Л 1 I £ • = <?». 35 и 2 • • сч • .в к £ $• к Чг-= *Ч...7’4 Д?.. &}„.
1 0.0006 0,0015 0,0215 0,0246 0,0734
2 0.0017 0,0030 0,0020 0.0603 0,0478 0,0151 0,2180 7,3327 3,5516
3 0,0027 0,0044 0,0039 0.0950 0,0700 0,0291 0,3631 6,5483 4,4325
4 0,0036 0,0057 0,0058 0,1260 0,0914 0,0429 0,5088 6,3118 4,9235
5 0,0044 0.0070 0,0076 0,1535 0,1118 0,0565 0,6552 6,2496 5,2764
6 0,0051 0,0082 0.0095 0,1779 0,1314 0,0699 0,8021 6,2654 5,5653
7 0,0057 0,0094 0,0112 0,1993 0,1501 0,0832 0,9496 6,3233 5,8201
8 0.0062 0,0105 0.0130 0,2181 0,1678 0.0962 1,0978 6,4067 6,0550
9 0.0067 0,0115 0,0147 0,2343 0,1847 0,1090 1,2465 6,5069 6,2778
10 0.0071 0,0125 0,0164 0,2484 0,2008 0.1215 1,3959 6,6192 6,4928
11 0,0074 0,0135 0,0181 0,2603 0,2159 0,1338 1,5459 6,7403 6,7031
12 0,0077 0,0144 0,0197 0,2704 0,2303 0,1459 1,6965 6,8684 6,9105
13 0,0080 0,0152 0,0213 0,2787 0,2438 0,1577 1,8477 7,0021 7,1163
14 0,0082 0,0160 0,0229 0,2854 0.2565 0,1692 1,9995 7,1405 7,3214
15 0,0083 0.0168 0,0244 0.2907 0.2684 0,1805 2,1520 7,2829 7,5265
16 0.0084 0.0175 0.0259 0,2947 0.2795 0,1914 2,3051 7,4289 7,7322
17 0,0085 0,0181 0.0273 0,2975 0.2899 0,2022 2,4588 7,5781 7,9388
18 0.0085 0,0187 0.0287 0,2992 0,2996 0,2126 2,6132 7,7301 8,1466
19 0,0086 0,0193 0,0301 0,3000 0,3086 0,2227 2,7682 7.8849 8,3560
20 0,0086 0,0198 0,0314 0,2999 0,3168 0,2326 2,9238 8,0422 8,5671
21 0,0085 0,0203 0,0327 0,2990 0,3244 0,2422 3,0801 8.2019 8.7801
22 0,0085 0,0207 0,0340 0.2974 0,3314 0,2515 3,2371 8.3638 8,9953
23 0,0084 0,0211 0,0352 0,2951 0,3377 0,2605 3,3946 8,5280 9,2126
24 0,0084 0,0215 0,0364 0,2923 0,3434 0,2693 3,5528 8,6944 9,4323
25 0,0083 0,0218 0,0375 0,2890 0,3486 0,2777 3,7117 8,8628 9,6545
26 0,0082 0,0221 0,0386 0,2853 0,3532 0,2859 3,8712 9,0333 9,8792
27 0,0080 0,0223 0.0397 0.2812 0,3573 0,2938 4,0314 9,2058 10,1065
28 0,0079 0,0226 0,0407 0,2767 0,3608 0,3014 4,1923 9,3802 10,3366
29 0,0078 0,0227 0,0417 0,2720 0,3639 0,3088 4,3538 9,5567 10,5695
30 0,0076 0.0229 0,0427 0,2670 0,3665 0.3159 4,5159 9,7352 10,8052
Продолжение табл. 3.13
206
Годы <7... = <7я2« + д9а2»‘ + ^F2««« = ?... + ?»2... q.„ В = =
1 0,2958 0,0470 0,3428 0,1590 0,1372
2 0,2872 0,1231 0,4103 0,4286 0,3000
3 0,2789 0,1941 0,4730 0,6959 0,4103
4 0,2708 0,2602 0,5310 0,9610 0,4901
5 0,2630 0,3219 0,5848 1,2241 0,5504
6 0,2553 0,3792 0,6346 1,4853 0,5976
7 0,2479 0,4326 0,6805 1,7448 0,6357
8 0,2407 0,4821 0,7228 2,0026 0,6670
9 0,2338 0,5281 0,7618 2,2591 0,6932
10 0,2270 0,5707 0,7976 2,5142 0,7154
11 0,2204 0,6101 0,8305 2,7682 0,7346
12 0,2140 0,6465 0,8605 3,0211 0,7513
13 0,2078 0,6801 0,8879 3,2731 0,7660
14 0,2018 0,7111 0,9129 3,5243 0,7790
15 0,1959 0,7396 0,9355 3,7749 0,7906
16 0,1902 0,7657 0,9559 4,0250 0,8010
17 0.1847 0,7896 0,9743 4,2746 0,8104
18 0,1794 0,8114 0,9908 4,5240 0,8190
19 0,1742 0,8313 1,0054 4,7732 0,8268
20 0,1691 0,8493 1,0184 5,0223 0,8340
21 0,1642 0,8656 1,0298 5,2715 0,8405
22 0,1594 0,8802 1,0397 5,5208 0,8466
23 0,1548 0,8934 1,0482 5,7704 0,8523
24 0,1503 0,9050 1,0554 6,0205 0,8576
25 0,1460 0,9154 1,0613 6,2710 0,8625
26 0,1417 0,9244 1,0661 6,5221 0,8671
27 0,1376 0,9323 1,0699 6,7739 0,8714
28 0,1336 0,9390 1,0726 7,0265 0,8754
29 0,1298 0,9446 1,0744 7,2800 0,8792
30 0,1260 0Д)493 1,0753 7,5345 0,8828
Первая графа показывает по годам динамику добычи нефти
первого периода разработки q„ а следующая графа показывает
по годам накопленный отбор этой нефти S#.. За 30 лет из на-
чальных извлекаемых запасов нефти Qo = 5,45 млн т отбирают
4,41 млн т или 80,9 %. Третья и четвертая графы показывают по
годам годовые и накопленные отборы нефти первого и второго
периодов разработки q.. и Lq„. За 30 лет из 7,82 млн т началь-
ных извлекаемых запасов такой нефти отбирают 5,34 млн т или
68,3 %. Пятая и шестая графы показывают по годам годовые и
накопленные отборы нефти всех трёх периодов разработки q„, и
За 30 лет из 10,2 млн т начальных извлекаемых запасов
такой нефти отбирают 5,98 млн.т или 58,6 %. В следующих
седьмой и восьмой графах показаны по годам годовые и накоп-
ленные отборы расчетной жидкости первого периода разработки
qF, и И так далее: для первых двух периодов разработки
и . И для всех трех периодов разработки qF„t и
В продолжении табл. 3.13 показаны годовые и накопленные
отборы нефти и расчетной жидкости отдельно по первому, вто-
рому и третьему периодам разработки.
А в следующем продолжении табл. 3.13 показаны отдельно по
первому, второму и третьему периодам разработки годовые отбо-
ры сначала расчетного вытесняющего агента <уа,, Д<7а„ и А^а,„,
а затем весового вытесняющего агента q&2,, Aqa2*» и А^а2,„. По-
скольку вытесняющим агентом является вода, то по годам от-
дельно для первого, второго и третьего периодов разработки по-
казаны водонефтяные факторы и Aga2***. Наконец,
на последнем продолжении табл. 3.13 по годам показаны годовые
отборы нефти в целом по залежи годовые весовые отборы
вытесняющего агента в целом по залежи
7а2*** = ^а2. + д^а2*« + д<7а2*** ’ годовые весовые отборы жидкости
в целом по залежи <?f2*** = <?**♦ + > годовые водонефтяные
факторы ^а^-— и текущая обводненность - текущая доля вытес-
няющего агента В = —.
9*»* + <7а2*«*
Обводненность в целом по залежи быстро нарастает: в тече-
ние первых 5-6 лет от 13,7 % до 55,0-60,0 %, при этом водонеф-
207
тяной фактор возрастает от 0,16 до 1,22-1,49; на 10-й год обвод-
ненность достигает 71,5 %, а водонефтяной фактор 2,51, а от-
дельно по первому периоду разработки обводненность достигает
60 %.
Раньше при наличии газовых залежей существовала возмож-
ность бесплатного использования газа для приготовления горя-
чей воды, и никто не обсуждал: какую долю добытой нефти или
какое количество газа надо сжечь для приготовления горячей
воды для добычи этой нефти. В тех условиях закачку горячей
воды можно было осуществлять до высокой обводненности от-
бираемой жидкости, например, до 95-98 %.
В нынешних условиях такое почти невозможно. Для приго-
товления 1 т горячей воды с температурой 270 °C надо сжечь
0,1 т добытой нефти. Количество закачиваемой воды примерно
соответствует отбору жидкости и, если обводненность отбирае-
мой жидкости достигла 90 %, то для добычи этой жидкости надо
сжигать всю добываемую вместе с этой жидкостью нефть! Полу-
чается, сколько добывается, столько сжигается нефти. Даже без
учета экономики (дополнительно производимых экономических
затрат) продолжение процесса становится совершенно бессмыс-
ленным! Прекращать закачку горячей воды придется гораздо
раньше достижения 90%-ной обводненности! Наверное, период
закачки горячей воды по данной нефтяной залежи будет меньше
рассмотренного 30-летнего периода, в конце которого обводнен-
ность равна 88,3 %. При этом накопленный отбор нефти состав-
ляет 5,98 млн т из начальных геологических запасов нефти
23 млн т или всего 26 %, т.е. текущая физическая нефтеотдача
составляет К* =0,26, а товарная нефтеотдача за вычетом со-
жженного количества нефти 25,1433 0,1=2,51 млн т, составит
всего Кнто= (5,98-2,51 )/23 = 0,151 или 15,1 %.
Ещё одна трудная проблема: при неизменном забойном дав-
лении добывающих скважин из-за большого роста отбора жидко-
сти годовой отбор жидкости за 30-летний период увеличивается
1 0753
в ’ =3,1368 = 3 раза. За рассмотренный 30-летний период
во столько раз надо будет увеличить пропускную способность
(производительность) промыслового хозяйства. А если это бу-
дет невозможно, то во столько раз уменьшится годовой отбор
жидкости и годовой отбор нефти. В какой мере не увеличится
годовой отбор жидкости, в такой мере уменьшится годовой отбор
нефти.
208
Таким образом, тепловой метод может не обеспечить реклам-
ные высокие результаты и быть хуже других методов разработки
залежи высоковязкой нефти.
3.5. О РАЦИОНАЛЬНОМ ОБЪЕДИНЕНИИ
НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ
Обсуждается проблема рационального объединения нефтяных
пластов в эксплуатационные объекты.
Сразу встает вопрос: что такое пласт и что такое слой? Обыч-
но нефтяной пласт имеет общую толщину и эффективную тол-
щину, общая толщина обычно в полтора-два-три раза больше
эффективной, содержит довольно большую неэффективную тол-
щину. Нефтяной пласт обычно состоит из нескольких эффектив-
ных проницаемых слоев и неэффективных непроницаемых про-
слоев. Толщина слоев может быть больше толщины прослоев; а
может быть, наоборот, меньше и значительно меньше. Кроме то-
го, слои могут быть прерывистыми, иметь зоны отсутствия, т.е.
непроницаемые зоны; и прослои неэффективной непроницаемой
породы могут быть прерывистыми, иметь зоны отсутствия, кото-
рые, бывает, называют окнами слияния вышележащей и нижеле-
жащей эффективной проницаемой породы.
Пласты, которые могут быть объединены, конечно, различа-
ются по проницаемости: по средней проницаемости по площади
пластов, т.е. по их всем скважинам, и по средней проницаемости
пластов в каждой отдельной скважине.
Давайте до объединения пластов рассмотрим отдельный
пласт. Каждый пласт обладает зональной неоднородностью по
проницаемости, т.е. по площади распространения состоит из зон
различной проницаемости, например, зон дренирования скважин.
Значения проницаемости от минимального до максимального
разбросаны по зонам хаотически, разбросаны не человеком, а
природой, что является многократно установленным фактом. По
скважинам по пластам наблюдается неоднородность слоев по
проницаемости. В условиях применяемого рассредоточенного
(площадного или избирательного) заводнения на каждую добы-
вающую скважину могут действовать две-три-четыре нагнета-
тельные скважины, расположенные в зонах разной гидропровод-
ности (продуктивности, приемистости). Значит, кроме послойной
неоднородности по проницаемости, надо учитывать зональную
неоднородность по проницаемости. Кроме того, надо учитывать
геометрическую неравномерность (неоднородность) фильтраци-
209
онного потока от точек - нагнетательных скважин к точкам -
добывающим скважинам, где есть самые короткие главные линии
тока и самые длинные нейтральные линии тока. Кстати, геомет-
рическая неравномерность фильтрационного потока может быть
искусственно человеком сильно увеличена: при проектировании
неравномерных сеток скважин, при хаотическом аварийном раз-
режении сетки скважин, при значительных хаотических
отклонениях забоев скважин от проектных точек (например,
средняя величина хаотического отклонения забоев 125 м при
125
проектном расстоянии между скважинами 500 м, Д=——=0,25).
JvV
Таким образом, реальные нефтяные пласты обладают доволь-
но высокой зональной неоднородностью по продуктивности и
проницаемости (или удельной продуктивности на единицу эф-
фективной толщины пласта) и послойной неоднородностью по
проницаемости. Это фиксированный хаос, но не в зависимости
от времени, а в зависимости от расстояния. Этот хаос надо коли-
чественно различать и количественно характеризовать. Для этого
давно предложены для применения и практически сотни-тысячи
раз применены: среднее значение (продуктивности, проницаемо-
сти) хср, средний квадрат значения (х ) , показатель неодно-
2 (х2)
родности - квадрат коэффициента вариации V =------^--1, функ-
Оср)
ция распределения значений х по зонам и слоям, D - характер-
ный линейный размер зоны - шаг хаотической изменяемости
значений х. В случае малого размера зоны D фильтрационный
поток на пути от нагнетательной скважины до добывающей
скважины пронизывает огромное число зон различных по про-
ницаемости и такая неоднородность по проницаемости между
линиями тока почти полностью пропадает (если длина зоны D -
= 0,05 м - размер образца кёрна, а длина линии тока равна 500 м,
то по длине линии тока будет 10000 таких зон и неоднородность
между линиями тока почти полностью пропадет и не будет вли-
ять на неравномерность вытеснения нефти; одновременно значи-
тельно снизится средняя проницаемость для фильтрационного
потока!).
Итак, из послойной неоднородности, зональной неоднородно-
сти и геометрической неравномерности фильтрационного потока
образуется результирующая неравномерность вытеснения нефти
в типичную добывающую скважину, именуемую расчетной по-
слойной неоднородностью пластов по проницаемости
210
V2 = (Ц2 +1)(V22 + 1)-'(V32 +1)-1-
Проверенная по фактическим данным при многолетнем прак-
тическом применении при проектировании разработки нефтяных
пластов используется функция гамма-распределения. Для этой
функции распределения для различных значений показателя по-
слойной неоднородности от V2 = 0,03 до V2 = 10,00 созданы под-
робные таблицы характеристик использования подвижных запа-
сов нефти для различных значений х или различных значений
А - расчетной предельной доли вытесняющего агента в дебите
жидкости типичной добывающей скважины. Наверное, дейст-
вующие закономерности лучше видны по приближенным форму-
лам, которые были подобраны по данным упомянутых таблиц, а
именно:
❖ коэффициент использования подвижных запасов нефти,
который обычно называют коэффициентом заводнения,
К3-К1Н+(Кзк - К \А,
„ 1 1
где К =-----------у и Кзк =-------------
1,2 + 4,2 -V 0,95 + 0,25 V
❖ относительный отбор жидкости в долях (единицах) под-
вижных запасов нефти
F=K3H+(K3k -K3H).lnJ-;
как видно, эти два параметра жестко взаимосвязаны
( F-K3B )
Д _ *з ~ Кзн _ j _ о 1^зк-Хзн),
Хзк - К3
при увеличении относительного отбора жидкости F происходит
увеличение доли отбора подвижных запасов нефти К3.
Кроме расчетной послойной неоднородности пластов по про-
ницаемости, количественно характеризуемой величиной V2, еще
есть различие физических свойств (подвижности и плотности)
нефти и вытесняющего агента (обычно воды), количественно ха-
рактеризуемое величиной коэффициента ц0. С помощью этого
коэффициента ц0 совершается переход от весовой предельной
доли агента в дебите жидкости А2 к расчетной доле агента А
д _______Л_______
(1 - А2) • Цо + л2
211
И основной расчет процесса разработки нефтяных пластов
совершается при заданной расчетной предельной доле вытес-
няющего агента А с определением динамики дебитов нефти q и
расчетной жидкости qF, накопленных отборов нефти 0л и расчет-
ной жидкости Орд. А после проведения основного расчета совер-
шается обратный переход от расчетных дебитов жидкости qF к
весовым qn и от расчетных накопленных отборов жидкости Отд
к весовым Ор?д. Получается, что учет различия физических
свойств нефти и вытесняющего агента ц0 отделяется от учета
расчетной послойной неоднородности пластов по проницаемости
V2, выносится за скобки.
Известны расчетные методы определения величин V2 и Цо. Но
эти величины можно и нужно определять по опыту разработки
рассматриваемой нефтяной залежи.
Из-за высокой зональной неоднородности пластов по прони-
цаемости и постепенного многолетнего разбуривания и ввода в
разработку залежи к очередному проектированию разработки
могут быть представительные совокупности скважин, безаварий-
но достигшие высокой обводненности, по которым уже можно
определять фактические значения важнейших параметров V2 и
Ро, необходимые для проектирования дальнейшей рациональной
разработки.
Кроме того, на проблемных нефтяных залежах с самого нача-
ла разработки специально создают экспериментальные участки с
сеткой скважин, сгущенной в 4-8 раз для ускоренной проверки
эффективности проектируемой технологии извлечения запасов
нефти. На таких экспериментальных участках, кроме других
важных параметров (возможных дебитов скважин, суммарных
отборов нефти и жидкости), могут быть определены параметры
V2 и Цо.
Для проектирования разработки имеются уравнения разра-
ботки нефтяной залежи, включающие в себя:
❖ уравнение добычи нефти (динамики добычи нефти по го-
дам)
<7 -<7o • 1 -4k --7Й—i ‘2Л
< Qo J Qo + 2 ' “7° ' 1-1) \ i-i J
❖ уравнение добычи жидкости:
весовой
4f2~Q +
- q )-ц0;
212
расчетной
(г) (£). । _ &д _ *70^_____frjW _ -fo^ - у У
чг Чо 1 (t\ - м i ,t\ Ufo 2^4f ~1f VZfo 2j^f >
< Qfo J Qfo + ^ 9o i=1 ' *=* '
❖ уравнение (необходимого) числа работающих скважин ;
❖ формула годового бурения скважин-дублеров;
❖ формула амплитудного дебита нефтяной залежи
^)=т-п-^г)-(Рсн - Рс)-<р-^,
где т - число дней работы скважины в году; г] - начальный ко-
эффициент продуктивности скважины по нефти, т/(сут-ат); -
число проектных скважин, пробуренных к середине t-ro года;
Рсн и Рс - забойные давления нагнетательных и добывающих
скважин, ат; <р - функция относительной производительности
проектной скважины, в случае рассредоточенного (площадного
или избирательного) заводнения она имеет вид
1 1
Ф ± + +
ц.
где ц* - соотношение подвижностей вытесняющей воды и нефти;
т - соотношение добывающих и нагнетательных скважин; mi -
соотношение добывающих скважин, попавших на первую орбиту
относительно нагнетательных скважин, и нагнетательных сква-
жин; £ - понижающий коэффициент, учитывающий влияние зо-
нальной неоднородности по продуктивности;
❖ формула начальных извлекаемых запасов нефти
0$° = Йб1 кт = е<'> к. кс к, = <2<‘> • к.,
где Qi’ - введенные в разработку к середине t-ro года балансо-
вые геологические запасы нефти; Кио - конечный коэффициент
нефтеотдачи пластов; коэффициенты-сомножители, образующие
коэффициент нефтеотдачи: К3 - вытеснения, Кс - сетки, К3 - за-
воднения или использования подвижных запасов нефти; -
введенные в разработку к середине t-ro года подвижные запасы
нефти;
❖ формула начальных извлекаемых запасов жидкости:
213
весовых запасов
ей» =о?+(ей - oq-но.
расчетных запасов
—с№ Р
где F - отбор расчетной жидкости в долях или единицах под-
вижных запасов нефти;
❖ экономические формулы: годовых капитальных затрат на
бурение и обустройство скважин, пропорциональных годовому
бурению скважин; текущих условно-постоянных затрат, пропор-
циональных числу работающих скважин в рассматриваемом t-м
году; текущих условно-переменных затрат, пропорциональных
годовому отбору жидкости;
❖ формула экономической эффективности - накопленной
дисконтированной чистой прибыли от разработки рассматривае-
мой нефтяной залежи; по максимуму этой экономической эф-
фективности выбирается рациональный вариант разработки рас-
сматриваемой нефтяной залежи.
Таким образом, предыдущее изложение показывает полноту
аналитической методики проектирования разработки нефтяного
месторождения, состоящего из многих нефтяных залежей (экс-
плуатационных объектов). А уравнения добычи нефти и добычи
жидкости представляют собой для условий стационарного режи-
ма фильтрации аналитическое решение прямой задачи проекти-
рования (при заданных параметрах залежи (нефтяных пластов) и
заданной динамике бурения и ввода в действие скважин опреде-
ление динамики добычи нефти, добычи жидкости и закачки во-
ды); а если есть аналитическое решение прямой задачи проекти-
рования, то возможно аналитическое решение обратной задачи
проектирования (по уже известной истории бурения и ввода в
действие скважин и по известной динамике добычи нефти и
жидкости определение основных параметров нефтяной залежи, а
именно: начальных извлекаемых запасов нефти и жидкости и
величины амплитудного дебита), по представительным совокуп-
ностям добывающих скважин определение показателя снижения
продуктивности скважин по нефти при снижении их забойного
давления Рс ниже давления насыщения Рнлс
при Р'<Р‘< Рт
214
Разработка нефтяной залежи и тем более нефтяного месторо-
ждения, состоящего из многих нефтяных залежей, - это реаль-
ный очень сложный динамичный процесс, обычно недостаточно
обеспеченный точным контролем и гидродинамическими иссле-
дованиями работающих скважин.
После краткого представления аналитической методики про-
ектирования разработки нефтяных месторождений вместе с глав-
ным показателем экономической эффективности варианта разра-
ботки необходимо остановить внимание на существенных дета-
лях построения рациональной системы разработки - на правилах
и частных геолого-технологических критериях рациональности.
Принят следующий порядок обоснования сетки добывающих
и нагнетательных скважин.
Сначала обосновывается и принимается геометрия сетки
скважин. Почти всегда при отсутствии или неизвестности анизо-
тропии пластов лучшей будет равномерная квадратная сетка
скважин. В реальных сложных условиях, ценя равномерность
сетки скважин, лучше всего применять квадратные сетки, потому
что у квадратных сеток проще сохранять равномерность при
сгущении и разрежении (в два раза), при объединении двух се-
ток в одну и при разъединении одной сетки на две, при образо-
вании из сеток скважин разных эксплуатационных объектов мак-
симально возможно равномерной сетки скважин в целом для
всего месторождения. При этом скважины, оказавшиеся ненуж-
ными по своим эксплуатационным объектам, будут эффективно
применены на других эксплуатационных объектах. Но для этого
надо, чтобы все применяемые сетки скважин были из одного и
того же стандартного дихотомического ряда квадратных сеток
скважин (с плотностью 1, 2, 4, 8, 16, 32, 64 и 128 га/скв.); обра-
зованного путем последовательного разрежения сеток в 2 раза,
начиная с начальной сетки 1 га/скв. Или 100 м-100 м. А если
рациональная сетка скважин получается несоответствующей сет-
кам стандартного дихотомического ряда, например, получается
равной 25 га/скв., что больше 16 га/скв. и меньше 32 га/скв., то
рациональная сетка 25 га/скв. будет представлена двумя сетками
16 га/скв. и 32 га/скв.: на участках повышенной эффективной
толщины эксплуатационного объекта сетка 16 га/скв. и на участ-
ках пониженной эффективной толщины сетка 32 га/скв. Кстати,
такая дифференциация плотности сетки скважин может допол-
нительно увеличить коэффициент сетки Кс и, соответственно,
коэффициент нефтеотдачи Кко. Более густая сетка называется
базовой, а вдвое более редкая сетка называется начальной. Сна-
чала скважины бурят по начальной сетке до выявления участков
повышенной эффективной толщины, где сетка скважин сгущает-
215
ся вдвое. Общая сетка всех эксплуатационных объектов в целом
по месторождению получается путем равномерного смещения
базовых сеток объектов. Скважины каждого объекта можно бу-
рить только по его базовой сетке.
Следующей обосновывается рациональная схема размещения
нагнетательных скважин среди добывающих скважин: разрезаю-
щими нагнетательными рядами или рассредоточенно в окруже-
нии добывающих скважин. Почти всегда предпочтение следует
отдавать рассредоточенному размещению нагнетательных сква-
жин - площадному или избирательному. При проектировании
разработки, пока остаются неизвестными существенные детали
геологического строения и продуктивность нефтяных пластов,
проектировать надо площадное равномерное размещение нагне-
тательных скважин, например, по обращенной 9-точечной схеме;
а после бурения и исследования скважин возможно избиратель-
ное размещение (выделение из уже пробуренных скважин) по
двум признакам: выделяемая нагнетательная лучшим образом
обеспечивает закачкой окружающие добывающие скважины или
она попала в локальный прогиб и водяную зону или в законтур-
ную водяную область.
Соотношение добывающих и нагнетательных скважин обосно-
вывается с целью уменьшения общего фильтрационного сопро-
тивления с учетом соотношения подвижностей вытесняющего
агента и нефти в пластовых условиях.
После этого надо обосновать забойные давления нагнетатель-
ных и добывающих скважин.
Более сложно это сделать в случае высокопродуктивных неф-
тяных пластов с высокими, ультравысокими и гипервысокими
коэффициентами продуктивности скважин по нефти, когда воз-
можный природный высокий дебит нефти приходится занижать,
снижать во много раз.
Применительно к малопродуктивным нефтяным пластам с
низкими, ультранизкими и гипернизкими коэффициентами про-
дуктивности скважин по нефти дебиты нефти надо максимально
возможно увеличивать, а для этого надо в нагнетательных сква-
жинах применять рациональное максимально возможное забой-
ное давление, на 10 % ниже давления гидроразрыва пластов; а в
добывающих скважинах применять рациональное минимально
возможное забойное давление на уровне давления насыщения.
С учетом всего этого и знания фактических коэффициентов
продуктивности скважин по нефти рассчитывается амплитудный
дебит по каждому эксплуатационному объекту. При этом обяза-
тельно применяется понижающий коэффициент, учитывающий
зональную неоднородность нефтяных пластов по продуктивности
216
и обеспечивающий 90%-ную надежность проектной добычи
нефти.
При выделении эксплуатационных объектов при объединении
нескольких пластов в каждый эксплуатационный объект приме-
няется следующий частный геолого-технологический критерий
рациональности объединения пластов.
При объединении пластов по скважинам коэффициенты про-
дуктивности пластов суммируются; депрессии и дебиты по пла-
стам могут быть равны или меньше потенциально возможным
при реальной разработке, обычно суммарный начальный макси-
мальный дебит нефти бывает значительно выше, чем средний
дебит пласта при раздельной разработке (а если оказывается ни-
же, то объединение пластов вообще не рассматривается!); но при
объединении пластов обычно увеличивается расчетная послойная
неоднородность по проницаемости и при условии обязательного
достижения утвержденной нефтеотдачи пластов существенно
увеличивается отбор жидкости, объединение пластов будет ра-
циональным при увеличении среднего дебита нефти за все время
разработки - при кратности увеличения начального максималь-
ного (амплитудного) дебита нефти выше кратности увеличения
суммарного отбора жидкости.
Далее приведем примеры расчета эффективности объединения
2, 3 и 4 нефтяных пластов в типичной добывающей скважине.
На рассматриваемом месторождении нефть обладает высокой
вязкостью и коэффициент различия физических свойств нефти и
вытесняющего агента равен Цо = 20. Все рассматриваемые нефтя-
ные пласты одинаковы по эффективной толщине, но различны
по продуктивности и проницаемости. Все пласты также одинако-
вы по расчетной послойной неоднородности по проницаемости,
равной К2 =0,5. По продуктивности и средней проницаемости
пласты различаются в 2, 3 и 4 раза. При объединении пластов
результирующая неравномерность вытеснения нефти в добы-
вающую скважину равна
V2=(k2 + 1)-(к2 + 1)-1=1,5-(к2 + 1)-1,
п - число объединяемых нефтяных пластов; 2, - средняя прони-
цаемость г-го пласта.
217
По применяемому критерию рациональности при объедине-
нии нефтяных пластов обязательно обеспечивается утвержденная
нефтеотдача. Это значит, что у эксплуатационного объекта, со-
стоящего из 1 пласта, и у эксплуатационного объекта, состоящего
из п пластов, должен быть одинаковый коэффициент нефтеотда-
чи Кк0 и одинаковый коэффициент заводнения или коэффициент
использования подвижных запасов нефти К3. В случае эксплуа-
тационного объекта, состоящего из 1 пласта, предельная весовая
обводненность добывающей скважины равна Л2 = 0,90; соответст-
венно, предельная расчетная доля вытесняющего агента равна
л _______Л_____________°’90____=0310'
(1 - л2) • Но + ^2 (1 - °-90) • 20 + °-90 ’
при этом коэффициент заводнения или доля отбора подвижных
запасов нефти равны
Х3=Хзн+(Кзк - Кзн)-Л;
Хзн =--------2=1< АпЛ=°>303;
1,2 + 4,2 V 1,2+ 4,2-0,5
К =-------------Ас=0,930;
0,95 + 0,25-7 0,95 + 0,25-0,5
АКзк = Кзк - Кзн = 0,930 - 0,303 = 0,627;
К3 =0,303+0,627 0,310=0,497;
расчетный суммарный отбор жидкости в долях подвижных запа-
сов нефти равен
F-К„ +(К„ - Х.„)-1п-Т7=0,303+0,627-ln—Т—=0,536.
i — /1 1 — и, <J 1 V
В табл. 3.14 показан расчет эффективности выделения экс-
плуатационных объектов с 1, 2, 3 и 4 нефтяными пластами.
Каждому отдельному варианту эксплуатационного объекта
выделена своя графа. В этой графе сверху вниз показаны:
❖ число пластов у эксплуатационного объекта и;
❖ относительные коэффициенты продуктивности этих пла-
стов;
❖ рассчитаны значения дополнительной расчетной послойной
неоднородности по проницаемости К, в соответствии с числом
и относительной продуктивностью пластов;
218
Таблица 3.14
Расчет эффективности объединения 2, 3 и 4 нефтяных пластов
в типичной добывающей скважине
Показатели Число пластов п
1 2 3 4 2 2
Относительные коэффициенты продук- тивности пластов Дополнительная послойная неоднород- ность по проницаемости при объедине- 2 нии пластов V„, Расчетная послойная неоднородность по проницаемости эксплуатационного объекта 2 /2 \ / 2 \ v - 1 v, +1) • lv,; + 11-1 при V,2 = 0,5 кзя кж ~ ^ЗК — -^зн При А2 = 0,9 и ц0 = 20 значения: А ^3 F При заданном значении К3 = 0,497 Л 0,497 - Кзн значения А = — ДКзк F = K +(Кэк - Хзн)1п—Ц- F2 = 0,497 + (F - 0,497) • 20 1,270 ” Fl Промывка по пластам Fnji Расчетная доля агента по пластам F-0,303 . . 0,627 А - 1 - е Коэффициент заводнения по пластам К3 = 0,303 + 0,627 А 1 0 0,5 0,303 0,930 0,627 0,310 0,497 0,530 0,310 0,536 1,270 1 0,536 0,310 0,497 2 1 0,111 0,667 0,250 0,895 0,645 0,383 0,561 1,777 1,429 0,740 0,370 0,502 0,101 0,618 0,367 3 2 1 0,167 0,75 0,230 0,879 0,649 0,411 0,574 2,037 1,870 0,861 0,574 0,287 0,589 0,351 0 0,673 0,523 0,287 4 3 2 1 0,200 0,8 0,219 0,870 0,651 0,427 0,582 2,197 2,312 0,931 0,698 0,466 0,233 0,633 0,467 0,229 0 0,700 0,596 0,447 0,233 3 1 0,250 0,875 0,205 0,856 0,651 0,449 0,593 2,217 1,146 0,890 0,297 0,608 0 0,684 0,297 4 1 0,360 1,04 0,180 0,826 0,646 0,491 0,616 2,977 0,853 0,986 0,246 0,662 0 0,718 0,247
219
❖ в зависимости от величины результирующей послойной
неоднородности V2 определены величины Кзп и АХЗК = Кзк - Кзн-,
❖ для эксплуатационного объекта, состоящего из 1 пласта,
при А2 = 0,90 и Цо определены величины А, К3 и F; и величина
К3 = 0,497 принята для всех рассматриваемых вариантов экс-
плуатационных объектов;
❖ с учетом этой величины К3 = 0,497 по вариантам с учетом
их значений Кзл и ДХЗИ определены значения предельной расчет-
ной доли вытесняющего агента Л;
❖ по вариантам с учетом их значений Кзн, АКзп и А определе-
ны значения относительного суммарного отбора расчетной жид-
кости F;
❖ по вариантам с учетом коэффициента различия физических
свойств цо = 20 были определены значения относительного сум-
марного отбора весовой жидкости F2;
❖ по вариантам были определены значения показателя ра-
циональности объединения пластов
где п - число пластов и кратность увеличения начального макси-
мального (амплитудного) дебита при объединении пластов;
1,270 - относительный отбор жидкости для однопластового экс-
плуатационного объекта; F2 - относительный отбор весовой жид-
кости для эксплуатационного объекта, состоящего из п нефтяных
пластов.
~ 1,270
Судя по этому показателю п ——, самым рациональным ва-
риантом является вариант объединения 4 пластов с относитель-
ными коэффициентами продуктивности 1+2 + 3 + 4. А за гра-
нью рациональности оказывается вариант объединения 2-х пла-
стов с относительными коэффициентами продуктивности 1+4.
Понятно, что в этом случае не следует объединять пласты. Но
что делать, если пласт с относительным коэффициентом продук-
тивности 1 разрабатывать самостоятельно экономически неэф-
фективно? Бросать или все-таки присоединять к пласту с отно-
сительным коэффициентом продуктивности 4? Если присоеди-
нять, то по менее продуктивному пласту нефтеотдача будет при-
мерно вдвое меньше утвержденной (К3 = 0,247 вместо К3 = 0,497),
но зато по более продуктивному пласту нефтеотдача будет при-
мерно в полтора раза больше утвержденной (К3 = 0,718 вместо
К3 - 0,497); получается, что присоединение менее продуктивного
пласта улучшает показатели более продуктивного пласта.
220
Фактором, препятствующим объединению пластов, может
быть наличие у одного из пластов высокого давления насыще-
ния, поэтому принятие забойного давления на уровне этого дав-
ления насыщения, соответственно, снижение депрессии приводит
к снижению дебита нефти у других пластов эксплуатационного
объекта. И может оказаться, что отделение этого пласта с высо-
ким давлением насыщения приведет к увеличению дебита нефти
эксплуатационного объекта.
Фактором, благоприятствующим увеличению числа нефтяных
пластов, объединяемых одним эксплуатационным объектом, мо-
жет быть наличие и применение эффективной технологии изо-
ляции высокопроницаемых пластов, достигших высокой обвод-
ненности. Тогда вариант объединения 2 пластов с относительны-
ми коэффициентами продуктивности 1+4 будет заведомо рацио-
нальным, а вариант объединения 4 пластов с относительными
коэффициентами продуктивности 1 + 2 + 3 + 4 станет еще более
рациональным.
При проектировании на новых нефтяных месторождениях
объединения нефтяных пластов в эксплуатационные объекты
надо сразу предусмотреть в будущем изоляцию высокообводнен-
ных пластов. И для этого вместо 5-дюймовых эксплуатационных
обсадных колонн надо проектировать применение 6-дюймовых.
Незначительное увеличение капитальных затрат на 1-2 % сразу
будет компенсировано увеличением добычи нефти на 2 % и бо-
лее. Но самое главное - улучшится осуществление капитальных
ремонтов и примерно в 2 раза увеличится долговечность сква-
жин.
Конечно, при совместной разработке нескольких нефтяных
пластов лучшим решением будет применение на забоях скважин
специального оборудования, позволяющего раздельно контроли-
ровать работу пластов и при необходимости выключать из рабо-
ты отдельные пласты, достигшие высокой обводненности.
Таким образом, здесь было кратко на формулах показано, как
рассчитывают разработку нефтяного месторождения, состоящего
из многих нефтяных пластов, объединенных в несколько экс-
плуатационных объектов; как, благодаря объединению пластов, у
эксплуатационных объектов увеличивается амплитудный дебит
нефти и увеличиваются начальные извлекаемые запасы жидкости
за счет увеличения отбора воды.
Эффективное объединение по нескольку пластов в эксплуата-
ционные объекты позволяет в несколько раз уменьшить капи-
тальные затраты в разработку нефтяного месторождения.
Благодаря уменьшению в несколько раз капитальных затрат
становится возможным осуществлять экономически эффектив-
221
ную разработку малопродуктивных многопластовых месторож-
дений.
В заключение необходимо отметить, что рациональное объе-
динение нескольких нефтяных пластов в один общий эксплуата-
ционный объект с последующим контролем их работы и свое-
временным выключением из работы пластов, достигших высокой
обводненности, позволяет в несколько раз уменьшить капиталь-
ные затраты и в несколько раз увеличить амплитудный дебит
нефти.
Эта технология по своей высокой эффективности сравнима с
другими известными технологиями - с применением горизон-
тальных скважин с большой горизонтальной длиной, с примене-
нием большеобъемных гидроразрывов пластов с большой длиной
создаваемых трещин 100-200 м.
Но при применении всех этих технологий необходимо прове-
дение специальных расчетов по учету естественной неоднородно-
сти и расчлененности нефтяных пластов и искусственной неод-
нородности и неравномерности, созданной при бурении скважин
и проведении гидроразрывов.
Так, при наличии высокой расчлененности нефтяных пластов,
т.е. при наличии многих разделяющих непроницаемых прослоев,
резко снижается эффективность горизонтальных скважин с
большой горизонтальной длиной: их дебит нефти незначительно
превышает дебит нефти вертикальных скважин.
При проведении большеобъемных гидроразрывов, наверное,
изначально надо задавать их направленность, например, щелевой
резкой. В случае хаотической направленности трещин большой
длины будет возникать дополнительная высокая неравномер-
ность вытеснения нефти закачиваемой водой и произойдет зна-
чительное снижение нефтеотдачи.
Как известно, существует страсть к применению очень густых
сеток скважин, например, с плотностью 1 га/скв. для значитель-
ного увеличения нефтеотдачи пластов. Но при нынешнем каче-
стве бурения (при довольно хорошем качестве бурения!) среднее
хаотическое отклонение забоев скважин 25 м, относительное от-
клонение забоев скважин А=^=0,25 и дополнительная нерав-
номерность (неоднородность) равна Уд2 =30-А2,5 =0,9375 , увели-
чение расчетной послойной неоднородности с V2=V,2=0,5 до
У2=(К2 + + 1)-1 = 1,9063 и при предельной расчетной об-
водненности Л = 0,9 снижение коэффициента заводнения с К3 =
222
= 0,303 + 0,627-0,9 = 0,8673 до К3 = 0,109 + 0,592-0,9 = 0,6418 или
в 1,351 раза. И нефтеотдача оказывается значительно меньше,
чем при плотности сетки скважин 16 га/скв. Хотели увеличить
нефтеотдачу пластов, а в итоге значительно уменьшили!
Получается, что при проектировании систем разработки неф-
тяных месторождений и новых высокоэффективных технологий
обязательно надо учитывать фактические неоднородности и не-
равномерности.
3.6. СРАВНЕНИЕ ПЕРСПЕКТИВНЫХ СПОСОБОВ
РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ
Объектом нашего внимания будут нефтяные месторождения с
пластами пониженной, низкой, ультранизкой и гипернизкой про-
дуктивности, по которым желательно, если только возможно,
значительно увеличить коэффициент продуктивности добываю-
щих скважин и коэффициент приемистости нагнетательных
скважин.
Чтобы не пользоваться ложными данными, надо использовать
прямые нефтепромысловые данные, полученные по фактической
работе скважин и путем гидродинамических исследований. Это
будут: дебиты скважин по нефти и воде, их пластовые и забой-
ные давления, накопленные отборы нефти, показатели результи-
рующей неравномерности вытеснения нефти в добывающие
скважины и коэффициенты различия физических свойств нефти
и вытесняющего агента (обычно вытесняющей воды); показатели
и коэффициенты, осредненные по представительной совокупно-
сти скважин, будут характеризовать типичные средние скважины
и в целом эксплуатационные объекты; по скважинам, которые
сначала были добывающими, а затем стали нагнетательными, по
соотношению их коэффициентов приемистости и продуктивно-
сти получаются соотношения подвижностей вытесняющего аген-
та (вытесняющей воды) и вытесняемой нефти в пластовых усло-
виях. По динамике бурения скважин и осуществления других
мероприятий и динамике добычи нефти и вытесняющего агента
могут быть определены численные значения важнейших инте-
гральных параметров - амплитудного дебита, начальных извле-
каемых запасов нефти и жидкости (нефти и вытесняющего аген-
та).
Среди новых наиболее необходимых и перспективных спосо-
бов разработки нефтяных месторождений можно выделить сле-
ующие:
223
❖ Во-первых, способ разработки малопродуктивных много-
пластовых месторождений вертикальными многопласто-
выми скважинами. Когда это оказывается рационально, то
позволяет в несколько раз уменьшить капитальные и те-
кущие экономические затраты. А радикальное уменьшение
экономических затрат позволяет ввести в экономически
эффективную разработку нефтяные пласты крайне низкой
продуктивности, которые до того в промышленную разра-
ботку не вводились!
❖ Во-вторых, способ разработки нефтяных пластов горизон-
тальными скважинами с большой горизонтальной длиной.
Такая горизонтальная скважина может заменить 2-3 обыч-
ные вертикальные скважины. Наибольший эффект такой
горизонтальной скважины будет в монолитном нефтяном
пласте; дебит такой горизонтальной скважины может быть
в 10 раз выше дебита однопластовой вертикальной сква-
жины!
Врагом эффективности горизонтальных скважин является не-
однородность нефтяных пластов по проницаемости - их расчле-
ненность, послойная и зональная неоднородность по прони-
цаемости. Беда в том, что реклама обязательной высокой эф-
фективности горизонтальных скважин проводится на примере
монолитных пластов, а монолитные пласты встречаются крайне
редко.
Всем специалистам известно, что обычно по нефтяным пла-
стам определяют две толщины: общую и эффективную; при этом
существует и третья толщина как разность первых двух, неэф-
фективная.
Нефтяные пласты характеризуются расчлененностью. Напри-
мер, расчлененность равна 5. Значит, нефтяной пласт состоит из
5 проницаемых слоев эффективной толщины и 4 разделяющих
непроницаемых прослоев неэффективной толщины. В таких рас-
члененных нефтяных пластах горизонтальная длина должна быть
диагонально-горизонтальной, чтобы пересекала все нефтяные
слои эффективной толщины! И если какой-то нефтяной слой не
будет пересечен горизонтальной скважиной, то его извлекаемые
запасы нефти будут потеряны! В среднем будут потеряны!
Если общая толщина нефтяного плата равна 30 м, а его эф-
фективная толщина равна 10 м и расчлененность равна 5, то
пласт состоит из 5 проницаемых нефтяных слоев со средней эф-
фективной толщиной 2 м. Нефтяной пласт имеет неэффектив-
ную толщину (30-10) = 20 м в виде 4 разделяющих непроницае-
224
мых прослоев со средней неэффективной толщиной 5 м. Получа-
ется, что разделяющий непроницаемый прослой толще прони-
цаемого нефтяного слоя в -^-=2,5 раза.
Если пробурена горизонтальная скважина с горизонтальной
длиной 1000 м, то на долю всех нефтяных слоев приходится
1000-^=333 м и на долю одного слоя 1000-^=66,6 м горизон-
тальной длины, Именно эту горизонтальную длину надо закла-
дывать в расчет дебита горизонтальной скважины. При расчете
дебита горизонтальной скважины суммируются гидропроводно-
сти слоев, но не суммируются их горизонтальные длины! При
одной и той же горизонтальной длине горизонтальной скважины
чем меньше доля эффективной толщины в общей толщине пла-
ста и чем больше расчлененность пласта, тем меньше дебит гори-
зонтальной скважины!
Пусть на рассматриваемой нефтяной площади применены
только горизонтальные скважины с большой горизонтальной
длиной /г = 1000 м при расстоянии между соседними скважинами
2 ст = 1200 м, при расстоянии между рядами L = 600 м. Примене-
на однорядная схема размещения добывающих скважин, т.е. ряды
добывающих и нагнетательных скважин чередуются. Средняя
горизонтальная длина в пределах одного слоя /сл = 66,6 м, сред-
няя эффективная толщина одного слоя Лсл = 2 м, внутренний
радиус эксплуатационной колонны скважины гс = 0,07 м.
Далее определим: во сколько раз дебит одной такой горизон-
тальной скважины больше дебита двух обычных вертикальных
скважин, которые горизонтальные скважины заместила; по-
другому, во сколько раз общее фильтрационное сопротивление у
двух вертикальных скважин больше, чем у одной горизонтальной
скважины
2 — • со., + Q + — 2 • со., + |----------------------------к 1 I - со,,
2 ц." 2 “ _ (ц. J
1
2----------со,. + Q + 2 со„ Q + 2 • — + 1 • со,,
ц. )
L ( 1 Д 1 , 2а
2а J 2л 2 • 2л г(.
Z. ~(1 Д 1 (. 2а + lCJ. h..,. . h..„
— + 2 — + 1 • — In-------------------------------£=2- + In —£=2—
2o Im, J 2л I 1 2 С. L 2lc • r(.)
« -857
225
600 + Г1 + Л _1_ 1п 1200
__________ 1200 + (1 + 1J ' 2л ’ 1Р 2 • 2тс • 0,07_
-“600 » /1 Л 1 f, 1200 + 66,6 t 2 ‘ 2 У
1200 U ) 2л < 2 • 66,6 66,6 2л • 0,07j
0,5 + 2 • 1,2199 _2,9380_14g6g
- 0,5 + 2 2 • 0,3657 — 1,9628 ’
Другая сторона дела - нефтеотдача пластов.
При характерном линейном размере - шаге хаотической из-
меняемости коллекторских свойств пласта D = 600 м горизон-
тальная скважина с большой горизонтальной длиной пересекает
2 зоны с различной средней проницаемостью.
При большой расчлененности нефтяного пласта возможна до-
вольно высокая геометрическая неравномерность фильтрацион-
ного потока.
Итак, результирующая неравномерность вытеснения нефти
или расчетная послойная неоднородность пласта по проницаемо-
сти V2 включает в себя: действительную послойную неоднород-
ность пласта по проницаемости Ц2; обусловленную зональной
неоднородностью по проницаемости V32 неравномерность подхо-
да фронтов вытесняющей воды с двух сторон от двух рядов на-
гнетательных скважин V22 и обусловленную расположением до-
бывающих и нагнетательных скважин геометрическую неравно-
мерность фильтрационного потока V32:
v2=(v,2 + i)-(v22 + i).(v32 + lj-1.
Пусть действительная послойная неоднородность пласта по
проницаемости равна Ц2 = 0,25.
Зональная неоднородность пласта по проницаемости равна
V32 = 0,5, тогда неравномерность подхода с двух сторон фронтов
вытесняющей воды будет:
• при горизонтальных скважинах
V2 =
’2
2
—1=о,ззз;
v - — +1
4- + 1 1200
226
• при вертикальных скважинах
V22=-^—1=0’2-
Гбёо
600
Геометрическая неравномерность фильтрационного потока
„2 = 2 [м - if
г 3 м
где М - соотношение длин самой длинной линии тока и самой
короткой линии тока, идущих от нагнетательной скважины к до-
бывающей скважине.
При горизонтальных скважинах 2о = 1200 м; L = 600 м и /м =
= 66,6 м; доля нефтяной площади без геометрической неравно-
мерности фильтрационного потока
4л _ 66,6
2о 1200
=0,0555;
L + 2ст - _ 600 + 1200 - 66,6 2 ggg.
2 = 2 (2,889 1)2 =0 8234
г 3 2,889
V32 = К2 • 1-^ = 0,8234 • (1-0,0555) = 0,778.
При вертикальных скважинах
£ + 2ст/2 600 + 600 о
м=——600-=г
2
и32 = Vr2 = - = - = 0,333.
3 г з м з
Результирующая неравномерность вытеснения нефти или
расчетная послойная неоднородность пласта по проницаемости:
• при горизонтальных скважинах
и2 = (ц2 + 1) • (v22 + 1) (V32 + 1) - 1 =
- (0,25 + 1) • (0,333 + 1) • (0,778 + 1) - 1 = 1,963;
к
227
• при вертикальных скважинах
V2 = (0,25 + 1) • (0,20 + 1) • (0,333 + 1) - 1 = 1,000.
При предельной расчетной доле вытесняющего агента в деби-
те жидкости добывающей скважины А = 0,95 коэффициент за-
воднения или использования подвижных запасов нефти
К3 = Кзн + (Кзк - Кзн]-А =----+
3 зн ? ' 1,2+ 4,2- V2
+f-----А-----7--------—Лл
(0,95 + 0,25 V 1,2 + 4,2 -v )
получается равным:
❖ при горизонтальных скважинах
iz _ _____1_______( 1______________1______
3 1,2 + 4,2-1,963 <0,95 + 0,25-1,963 1,2 + 4,2-1,963
=0,1059+(0,6941-0,1059) 0,95=0,6647;
❖ при вертикальных скважинах
iz _ 1_____, Г____1__________1 1-095 =
3 1,2+ 4,2-1 (о,95 + 0,25-1 1,2+ 4,2-1) ’
=0,1852+(0,8333-0,1852) 0,95=0,8009;
при горизонтальных скважинах коэффициент заводнения мень-
0,8009 л олг-
ше, чем при вертикальных скважинах в -Jgg-p^VOJ раза.
U, ЬЬ4 /
Другие коэффициенты-сомножители (коэффициент вытесне-
ния и коэффициент сетки), вместе образующие коэффициент
нефтеотдачи, одинаковы или близки.
Таким образом расчеты показывают, что при значительной
доле неэффективной толщины в общей толщине и высокой рас-
члененности нефтяных пластов применение горизонтальных
скважин с большой горизонтальной длиной по сравнению с при-
менением вертикальных скважин приводит к снижению нефтеот-
дачи пластов.
Общий вывод по данному способу разработки
нефтяных пластов
Обязательно надо учитывать фактическое геологическое
строение и продуктивность нефтяных пластов; выполнять де-
тальные расчеты с учетом расчлененности, зональной и послой-
228
ной неоднородности пластов и на основе полученных результа-
тов решать: применять или не применять данный способ разра-
ботки.
Третьим можно выделить способ разработки нефтяных пла-
стов вертикальными скважинами, по которым выполнены
большеобъемные гидроразрывы и созданы вертикальные тре-
щины большой протяженности 100-200 м.
Пусть расстояние между соседними рядами скважин L =
~ 600 м и расстояние между соседними скважинами в ряду 2о =
* 600 м. Пусть вертикальная трещина пересекает весь нефтяной
пласт и имеет горизонтальную протяженность в одном случае /г =
= 100 м и в другом случае /г = 200 м.
Определим: во сколько раз дебит такой вертикальной сква-
жины с трещиной большой протяженности выше дебита обычной
вертикальной скважины. Об увеличении дебита можно судить по
уменьшению общего фильтрационного сопротивления
2 — • шв + П + 2 ю, Q + 2 I-и 1 | • сов
В* _ кН» ) _
1 ( 1
2 • соГрП + Q + 2 • <вгрп П + 2 --1- 1 • соГрП
L
2ст
2л 2к • г
при /г = 100 м
600 2 7 + Л 1 in 600
600 + 2 ' О + J ' 271 П 2л • 0,07 _ 1 + 4,5953 _о j < по.
600 771 Л 1 , 600 + 100 1 + 0,7975 ’
600 <1 ) 2л 2 • 100
при /г = 200 м
боо „ fi Л 1 , боо
600 U ) 2л 2л • 0,07 1 + 4,5953 _ ~ ™22
600 771 Л 1 1 600 + 200 1 + 0,4413 ’
600 <1 ) 2л 2 • 200
Как видно, увеличение протяженности вертикальной трещины
< /г = 100 м до /г = 200 м приводит к уменьшению общего фильт-
229
рационного сопротивления и увеличению дебита в
1^=1,2472=1,25 раза.
Э, 11ZO
При рассматриваемом способе разработки нефтяных пластов
по сравнению с обычным способом разработки вертикальными
скважинами расчет коэффициента нефтеотдачи отличается толь-
ко расчетом коэффициента заводнения (одного из коэффициен-
тов-сомножителей, образующих коэффициент нефтеотдачи) и
сам расчет коэффициента заводнения отличается только расче-
том геометрической неравномерности фильтрационного потока.
При /г = 100 м
❖ соотношение длин самой длинной и самой короткой линий
тока М равно:
• в благоприятном случае
,, L + 2ст - L 600 + 600 - 100
М ---- ---L =---- ------= 16333
L 600
• и в неблагоприятном случае
_ L + 2ст _ 600 + 600 _ Q I.
“ £ - /г ~ 600 - 100 “ ’ ’
❖ геометрическая неравномерность фильтрационного потока
• в благоприятном случае
г2 _ 2 {м - I)2
3 з' М
2 (1,8333 - I)2
3 1,8333
fl -1221=0,2104
I 6007
• ив неблагоприятном случае
1/2_2 (М-1)2_2 (2,4-1)2
3 3 ’ М 3 ’ 2,4
=0,5444,
в среднем
,2 _ 0,2104 + 0,5444
3 2
=0,3774.
При /г = 200 м
• в благоприятном случае
м_ L + 2ст - 1Т _ 600 + 600 - 200
L 600
=1,6667,
,2 _ 2 (м - I)2 (
3 з’ м \
-^-1=0,1976
2ст)
230
• и в неблагоприятном случае
д, _ L + 2ст _ 600 + 600 _,,
600 - 200 “ ’
V.1 2 = | • =| • ^2,4~^2 = 0,8889,
в среднем
^2 = 0,1976 + 0,8889 =0,5432
Результирующая неравномерность вытеснения нефти при раз-
работке нефтяных пластов обычными вертикальными скважи-
нами
v/2=(v,2 + 1W + iUv32 + 1)-1=
=(0,25 + l)(0,20 + l)(0,333 + l)-l=l,000,
коэффициент заводнения при предельной обводненности А =
= 0,95 равен
К3=Хзн+(Хзк - Хзн)-А=
з зп у зк зн /
( \
1 1_________________________1 ,л=
2 ' 2 2 **
1,2 + 4,2 V 4,95 + 0,25-V 1,2 + 4,2 • V )
=0,185+(0,833 -0,185) • 0,95=0,8006.
Результирующая неравномерность вытеснения нефти при раз-
работке нефтяных пластов вертикальными скважинами с трещи-
нами большой протяженности
• при /г = 100 м
и2=(ц2 + i)-(v22 + 1)(У32 + 1)-1=
=(0,25+1)-(0,20+1)(0,3774+1)-1=1,0661;
• при /г = 200 м
4=(ц2 + i).(v22 + l)-(v32 + 1)-1=
= (0,25+1)-(0,20+1)(0,5432+1)-1=1,3148;
231
коэффициент заводнения при предельной обводненности А =
= 0,95 равен
при Zr = 100 м
1,2 + 4,2 1,0661 До,95 + 0,25 • 1,0661 1,2 + 4,2 1,0661
=0,176+(0,822 - 0,176) • 0,95=0,7907;
при 4 = 200 м
1,2 + 4,2 1,3148 ДО,95 + 0,25 • 1,3148 1,2 + 4,2 1,3148
=0,149+(0,782 - 0,149) -0,95=0,7504.
Как видно по результатам расчетов, при прочих равных усло-
виях увеличение протяженности трещины с 1Г = 100 м до 1Т =
0 7907
- 200 м приводит к уменьшению нефтеотдачи в 0’7д04 =1,0537
раза. Но можно условия изменить и использовать наш техноло-
гический критерий рациональности:
при обязательном достижении утвержденной нефтеотдачи
пластов (например, достигаемой при обычных вертикальных
скважинах) лучшим является тот вариант, который обеспечивает
более высокий средний дебит на скважину и на единицу началь-
ных капитальных затрат за все время разработки залежи;
• при Кно= const и, соответственно, К3- const
шах;
г
1
go
Q1
ак
F
По этому технологическому критерию рациональности луч-
шим оказывается рассмотренный вариант применения верти-
кальных скважин с трещинами гидроразрыва большой протя-
женности /г = 100 м.
Здесь не нечаянно, а вполне сознательно были представлены
довольно подробные расчеты основных технологических пара-
метров: амплитудного дебита нефти q'o и коэффициента заводне-
ния или доли отбора подвижных запасов нефти К3.
Так сделано, чтобы о возможной эффективности гидроразры-
232
bob судили не понаслышке и рекламе, а по собственным расче-
там. Но эффективность большеобъемных гидроразрывов может
оказаться во много раз больше, чем по таким расчетам, если при-
забойные зоны пластов задолго до проведения гидроразрывов, во
время бурения и эксплуатации скважин, были сильно засорены и
их проницаемость была катастрофически сильно снижена. В та-
ких случаях гидроразрывы не только создают трещины большой
протяженности, но сначала разрывают блокаду призабойных зон
с сильно сниженной проницаемостью. Кстати, есть способ, по-
зволяющий до проведения гидроразрывов определять кратность
снижения природной продуктивности скважин и пластов. В слу-
чае определения кратности снижения продуктивности не надо
будет необоснованно завышать эффективность трещин большой
протяженности. Отметим, что при определении кратности сни-
жения природной продуктивности выявляется высокая ценность
качественного бурения и эксплуатации, а также регулярных гид-
родинамических исследований скважин. Факты слишком высо-
кой эффективности гидроразрывов сигнализируют о необходи-
мости срочного повышения качества бурения и эксплуатации
скважин. Если же низкое качество эксплуатации скважин и те-
кущих ремонтов скважин будет продолжаться, то высокая эф-
фективность, полученная по скважинам при гидроразрывах,
вскоре будет потеряна, продуктивность снизится до прежнего
низкого уровня.
После подробного представления второго и третьего способов
вернемся к представлению первого способа разработки нефтя-
ных пластов - к способу разработки малопродуктивных много-
нластовых нефтяных месторождений вертикальными многопла-
стовыми скважинами.
Все-таки пока очень сильно распространена в головах многих
специалистов модель однородного пласта. И пока пласты разра-
батываются отдельно, они как будто обычные однородные, а ко-
гда несколько пластов объединяются в один общий эксплуатаци-
онный объект, то возникает значительная неоднородность: одни
пласты разрабатываются быстрее, значительно быстрее, а другие
медленнее, значительно медленнее. Встает вопрос: как выровнять
их разработку, чтобы уменьшить отбор прорвавшейся вытесняю-
щей воды?
А ведь неоднородность по средней проницаемости наблюдает-
ся не только между объединяемыми пластами, но и внутри пла-
стов между слоями. Обычно пласты обладают высокой расчле-
ненностью, т.е. состоят из нескольких проницаемых слоев и раз-
деляющих непроницаемых прослоев, и проницаемые слои сильно
различаются по средней проницаемости. Имеется многолетний
233
опыт наблюдения высокой послойной неоднородности по прони-
цаемости.
Около 50 лет назад в нашей стране при проектировании раз-
работки нефтяных месторождений при расчете разработки экс-
плуатационных объектов стали учитывать природную довольно
высокую неоднородность пластов по проницаемости: сначала
стали учитывать послойную неоднородность, но вскоре стали
учитывать и зональную неоднородность; причем в нашей мето-
дике проектирования учет зональной неоднородности выполня-
ется аналитически, а не громоздко графически, как в других ме-
тодиках проектирования. Поэтому в нашей методике проектиро-
вания, после того как дополнительно к послойной неоднородно-
сти стали аналитически учитывать зональную неоднородность
пластов, были получены довольно универсальные уравнения раз-
работки нефтяной залежи.
Наблюдать природную очень высокую неоднородность пла-
стов давно не ново. И при обсуждении проблем разработки неф-
тяных месторождений надо всегда иметь в виду модель неодно-
родного пласта. Неоднородности пласта математически представ-
ляются функцией распределения (лучше функцией гамма-
распределения), показателем неоднородности - квадратом коэф-
фициента вариации V2 и D - шагом хаотической изменяемости
коллекторских свойств (продуктивности, эффективной толщины,
удельной продуктивности на единицу эффективной толщины,
проницаемости и др.). Для всех возможных значений нормиро-
ванной (в долях средней) проницаемости, промытой в добываю-
щей скважине, обозначаемой х, и для всех возможных значений
показателя неоднородности V2 были созданы подробные таблицы
характеристики использования подвижных запасов нефти, и по
данным этих таблиц были подобраны приближенные формулы
для К3 и F в зависимости от А, которые здесь уже были приведе-
ны и практически применены.
Значения нормированной проницаемости х изменяются от 0
до оо, а значение функции распределения У(х), которое показыва-
ет долю значений меньше или равных х, изменяется от 0 до 1.
Обычно наблюдаются довольно высокие значения показателя
неоднородности V2, где V - относительное среднеквадратичное
отклонение от среднего значения хср = 1.
Обычно наблюдаемые значения показателя неоднородности
V2 бывают от 0,25 до 1,0 и до 2,25, что соответствует значениям
V от 0,5 до 1,0 и до 1,5. При этом значения х бывают разбросаны
от 0 до 6 V, т.е. от 0 до 3,0, до 6,0 и до 9,0. Эти числа показывают
очень высокую неоднородность по проницаемости, наблюдаемую
в пределах пластов (внутри пластов), в соответствии с которой
234
происходит вытеснение нефти и отбор прорвавшейся вытесняю-
щей воды.
Приведем пример объединения четырех нефтяных пластов в
один общий эксплуатационный объект.
У рассматриваемых четырех пластов соотношение коэффици-
ентов продуктивности по нефти или средних значений прони-
цаемости равно 1:2:3:4.
При объединении этих пластов возникает дополнительная не-
однородность по проницаемости
При раздельной разработке пластов у каждого пласта имеется
расчетная послойная неоднородность по проницаемости, которая
в конкретном случае равна К,2 =1,0.
Расчетная послойная неоднородность по проницаемости в це-
лом эксплуатационного объекта, состоящего из четырех пластов,
равна
V2=(v.2 + 1)-(к2 + 1)-1,
.2 п2 Л .2
1 +2 +3 +4
где У.2=1,0 и V.2 = 4 . - 1 = - 1 = 1,2 - 1 = 0,2;
р + 2 + 3 + 4? 6,25
I 4 J
У2 = (1 + 1) (0,2 + 1) - 1 = 1,4.
В рассматриваемом конкретном случае при высокой вязкости
нефти коэффициент различия физических свойств (прежде всего,
вязкости и плотности) нефти и вытесняющего агента равен ц0 =
- 20; при предельной весовой доле агента в дебите жидкости
Л2 - 0,95 предельная расчетная доля агента равна
д А2 0,95 __ллс7о
Л = (1 - Л2) • ц() + А2 = (1 - 0,95) • 20 + 0,95 “U’
При раздельной разработке нефтяных пластов вертикальными
однопластовыми скважинами коэффициент заводнения или ис-
пользования подвижных запасов нефти равен
К,=----------т+f------1----у-------1---jH=
1,2 + 4,2 V (о,95 + 0,25 • v 1,2 + 4,2- V )
= 0,1852 + (0,8333-0,1852) • 0,4872 = 0,5010,
235
отбор расчетной жидкости в долях подвижных запасов нефти
равен
7?=0,1852+(0,8333-0,1852) 1п——А—-=0,6180
' 7 1 - 0,4о72
и отбор весовой жидкости в долях подвижных запасов нефти
равен
F2 =К3 + (F - К3) цо=0,5010 + (0,6180 - 0,5010) • 20=2,841.
При совместной разработке четырех пластов одной общей
сеткой скважин при прежней предельной весовой доле агента
А2 = 0,95, при прежнем коэффициенте различия физических
свойств Цо = 20 и прежней предельной расчетной доле агента А =
= 0,4872 коэффициент заводнения или отбора подвижных запа-
сов нефти равен
1,2 + 4,2 V2,
=0,1412+(0,7692-0,1412) 0,4872=0,4472,
отбор расчетной жидкости в долях подвижных запасов нефти
равен
^=0,1412+0,6280-1п—^——=0,5606;
в соответствии с технологическим критерием рациональности
при объединении четырех пластов коэффициент нефтеотдачи и,
значит, коэффициент заводнения должен сохраниться неизмен-
ным, равным К3 = 0,5010, и тогда предельная расчетная доля
агента А должна увеличиться
К3=0,1412+0,6280-4=0,5010,
А_ 0,5010 - 0,1412
0,6280
=0,5729;
тогда отбор расчетной жидкости в долях подвижных запасов
нефти станет
F=0,1412+0,6280-In =0,6755,
1 - 0,5729
236
а отбор весовой жидкости в долях подвижных запасов нефти
будет
F2 = К3 + (F - Ко) • ц0 = 0,5010 + (0,6755 - 0,5010) • 20 = 3,991.
Подведем итог по первому способу.
При объединении четырех пластов в один общий эксплуата-
ционный объект с одной общей сеткой добывающих и нагнета-
тельных скважин, если мы обязаны все четыре пласта вводить в
разработку, а не бросать какие-то из них, то амплитудный дебит
нефти проектной скважины увеличивается в 4 раза, коэффици-
ент заводнения или использования подвижных запасов нефти
остается неизменным, равным К3 = 0,5010, а весовой отбор жид-
кости в долях подвижных запасов нефти увеличивается с F2 =
2,841 до F2 = 3,991.
Таким образом средний дебит нефти на проектную скважину
за все время разработки прямо пропорционален:
• при раздельной разработке пластов
.0,5010
Ь 2,8410
=0,1763;
• при совместной разработке четырех пластов
4.^2=0,5021,
3,9910
т.е. при совместной разработке по сравнению с раздельной раз-
работкой средний дебит нефти за все время разработки выше в
2^=2,8482=2,8 раза!
0,1763
Общий итог.
Рассматриваемый здесь первый способ разработки нефтяных
пластов с объединением в эксплуатационные объекты по не-
скольку пластов возник в связи с разработкой малопродуктив-
ных (крайне малопродуктивных!) многопластовых месторожде-
ний высоковязкой нефти. Теоретически была обоснована разра-
ботка таких месторождений вертикальными многопластовыми
скважинами [2], [4], [6], [7]. Этот способ в несколько раз умень-
шает общее число скважин и капитальные затраты на строитель-
ство скважин, позволяет вводить в экономически эффективную
разработку малопродуктивные нефтяные пласты.
Приведенный здесь пример показал, что при обязательном
выполнении утвержденной нефтеотдачи пластов амплитудный
дебит нефти увеличивается в 4 раза, а средний дебит нефти уве-
личивается в 2,8 раза.
237
При этом предполагалось одинаковое отношение к эксплуата-
ционным объектам как однопластовым, так и многопластовым,
т.е. контроль в целом по объектам: дебита жидкости, обводненно-
сти, дебита нефти, забойного и пластового давлений, депрессии,
коэффициентов продуктивности по нефти и воде.
Однако у РИТЭКа имеются очень важные дополнительные
возможности.
Во-первых, есть принципиально новый глубинный расходо-
мер, который позволяет с хорошей точностью измерять дебит в
широком диапазоне значений, позволяет измерять нисходящий и
восходящий поток, а значит, обнаруживать межслойные и меж-
пластовые перетоки через забои скважин.
Во-вторых, есть принципиально новый эффективный способ
гидродинамического исследования скважин при закачке и отборе
жидкости с помощью передвижного компрессора.
Все это позволяет эксплуатировать многопластовые объекты
даже лучше, чем другие эксплуатируют однопластовые объекты.
В-третьих, есть метод эффективной изоляции обнаруженных
высокообводненных нефтяных слоев и пластов, достигших пре-
дельной обводненности.
При успешном применении этого метода изоляции вообще
исключается из обсуждения острая проблема различной прони-
цаемости объединяемых пластов; они могут как угодно разли-
чаться по проницаемости, но это никак не будет отрицательно
влиять на нефтеотдачу пластов и эксплуатационных объектов.
Рассматриваемый здесь второй способ разработки нефтяных
пластов горизонтальными скважинами с большой горизонталь-
ной длиной. В приведенном примере при расчлененности пласта
на 5 проницаемых слоев амплитудный дебит горизонтальной
скважины больше амплитудного дебита вертикальной скважины
в 2,993 = 3 раза. Но нефтеотдача уменьшается больше чем при
первом способе разработки пластов.
Рассматриваемый здесь третий способ разработки нефтяных
пластов вертикальными скважинами с трещинами большой про-
тяженности /грП = 100 м и /грп = 200 м, созданными большеобъем-
ными гидроразрывами, увеличивает амплитудный дебит нефти
по сравнению с обычными вертикальными скважинами, соответ-
ственно, в 3,1 и 3,9 раза.
При этом возможно значительное дополнительное увеличение
амплитудного дебита нефти за счет разрыва блокады ближайшей
сильно засоренной зоны пластов с катастрофически сниженной
проницаемостью.
При первом способе разработки нефтяных пластов вертикаль-
ными многопластовыми скважинами задачу преодоления блока-
238
ды призабойных низкопроницаемых зон пластов можно осущест-
вить с помощью глубокой перфорации с глубиной перфорацион-
ных каналов более 1 м.
При проектировании применения способов разработки нефтя-
ных пластов об их эффективности надо судить не по рекламам, а
по расчетам с учетом геологического строения, расчлененности,
неоднородности и продуктивности пластов. Тогда во многих слу-
чаях наиболее эффективным будет объединение пластов в экс-
плуатационные объекты.
3.7. ЭФФЕКТИВНОСТЬ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА
НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ
Что достигается благодаря применению гидравлического раз-
рыва нефтяных пластов: интенсификация отбора введенных в
разработку извлекаемых запасов нефти или увеличение извле-
каемых запасов нефти?
При низкой продуктивности разработка нефтяных пластов
оказывается экономически неэффективной; их запасы нефти не
извлекаются, т.е. фактически оказываются неизвлекаемыми. И
если благодаря применению гидравлического разрыва пласта во
всех скважинах дебит нефти достигает экономически эффектив-
ной величины, то введенные в разработку официально утвер-
жденные извлекаемые запасы нефти действительно будут извле-
каемыми, коэффициент нефтеотдачи подтвердится или даже бу-
дет превзойден. Благодаря дополнительному увеличению дебита
нефти добывающих скважин за счет применения гидравлическо-
го разрыва пласта при заданном предельном минимальном деби-
те нефти увеличивается предельная максимальная обводнен-
ность, увеличивается продолжительность отбора нефти и, следо-
вательно, увеличиваются извлекаемые запасы нефти.
По нефтяным пластам высокой, ультравысокой и гипервысо-
кой продуктивности, по которым не полностью используются
даже природные возможности интенсификации отбора нефти,
соответственно, не нужен гидравлический разрыв, как средство
дополнительной интенсификации.
Уже на многих нефтяных месторождениях в больших мас-
штабах осуществляется гидравлический разрыв. И нередко сооб-
щают, что дебит добывающих скважин в среднем увеличивается
в 6-8-10 раз. В последнее время модным становится больше-
объемный гидравлический разрыв, когда в созданную трещину
закачивается по 100-200 м3 проппанта и еще больше увеличива-
ется дебит нефти.
239
Как относиться к сообщаемым очень высоким увеличениям
дебита нефти добывающих скважин?
Наибольший эффект бывает, когда гидравлический разрыв
осуществляют во всех нагнетательных и добывающих скважинах
без увеличения или даже при снижении текущей обводненности.
По Ю.П. Борисову систему рядов нагнетательных и добы-
вающих скважин будем представлять внешними и внутренними
фильтрационными сопротивлениями. Осуществляемый по сква-
жинам гидравлический разрыв, как и применение горизонталь-
ных скважин, касается только внутренних фильтрационных со-
противлений (уменьшает их) и не касается внешних фильтраци-
онных сопротивлений. Уменьшение внутренних фильтрационных
сопротивлений резко увеличивает экранирующее действие рядов
добывающих скважин, а значит, эффективность гидравлического
разрыва при многорядном размещении добывающих скважин
будет меньше. Поэтому будем рассматривать однорядную систе-
му размещения добывающих скважин, когда скважины пробуре-
ны по равномерной квадратной сетке, ряды нагнетательных и
добывающих скважин чередуются и вертикальные трещины со-
риентированы вдоль рядов скважин. Такая система скважин и
трещин, по нашему представлению, является наиболее благопри-
ятной.
Поскольку пока мы не рассматриваем конкретные значения
kh
гидропроводности пластов —, то эту величину исключим из
ц
формул внешних и внутренних фильтрационных сопротивлений,
по-другому, примем равной —=1. После этого остаются геомет-
н
рические внешние и внутренние фильтрационные сопротивления.
Поскольку число скважин в нагнетательных и добывающих ря-
дах одинаковое, то и общее число скважин исключим из рас-
смотрения и будем рассматривать отдельный типичный элемент
системы разработки, который содержит в центре одну добываю-
щую скважину и по краям две половинки нагнетательных сква-
жин (см. рис. 3.1).
Формула дебита типичного элемента системы разработки с
одной добывающей скважиной и двумя половинами нагнетатель-
ных скважин, но пока без вертикальных трещин, имеет следую-
щий вид:
a = kh_____________РСН - Рс___________
ц* 2л 2л • гс 2ст 2л 2л гс
240
a
^гр
Рис. 3.1. Схема элемента нефтяной площади:
а - до проведения по скважинам гидравлического разрыва; б - после проведения
по скважинам гидравлического разрыва; 1 - добывающая скважина; 2 - половина
нагнетательной скважины; 3 - половина нагнетательной скважины с вертикаль-
ной трещиной длиной С; 4 - добывающая скважина с вертикальной трещиной
длиной 1^; 2ст - расстояние между рядами скважин и между скважинами в рядах
Следующая формула дебита типичного элемента системы раз-
работки с одной добывающей скважиной с вертикальной трещи-
ной и с двумя половинами нагнетательных скважин тоже с вер-
тикальными трещинами имеет вид:
_ kh _______________-Рен - Рс______________
,р“^ А. 2 т • + + 2 А. вЛДх
ц» 2л 2 • /гр 2ст 2л 2 1гр
При построении этих формул надо было учесть электрогидро-
динамическую аналогию (ЭГДА), известный закон Ома-Кирх-
гофа для электрических последовательно-параллельных цепей и
пашу формулу для внутреннего фильтрационного сопротивления
в случае скважин с вертикальными трещинами.
В представленных формулах дебита одной скважины следую-
щие обозначения:
q - дебит вертикальной скважины без применения гидравли-
ческого разрыва, т/сут;
<7гР - дебит вертикальной скважины при применении гидрав-
лического разрыва, т/сут;
241
— - природная гидропроводность нефтяного пласта,
т/(сут-ат);
Рсн и Рс - забойные давления нагнетательных и добывающей
скважин, ат;
ц, - соотношение подвижностей вытесняющей воды и нефти в
пластовых условиях;
2о - расстояние между рядами скважин и между скважинами
в рядах, м;
/гр - длина вертикальной трещины, м; ее высота равна толщи-
не эксплуатируемых нефтяных пластов;
гс - радиус скважины, м.
Соотношение дебитов скважин при применении гидравличе-
ского разрыва и без применения гидравлического разрыва равно
1 1 . 2а 1 2а 1 . 2о
-- , - . -----------------------
_ <7Гр _ р.. 2л 2л гс 2 2а 2л 2л гс
~ ~q 1 1 , 2а + L 1 2а 1 , 2а + / ’
-- . - . In--—SL + _ . - + - . In-
ц» 2л 2л /гр 2 2а 2л 2л • /гр
По этой формуле были сделаны расчеты. Результаты этих
расчетов представлены в табл. 3.15.
Расчеты были выполнены для следующих конкретных усло-
вий:
- для двух квадратных сеток скважин с плотностью 16 га/скв.
(расстояние между скважинами 2о = 400 м) и с плотностью
32 га/скв. (расстояние между скважинами 2о = 566 м);
- для двух радиусов скважин гс = 0,062 м (у скважин
5-дюймовые эксплуатационные колонны) и гс = 0,075 м (у сква-
жин 6-дюймовые эксплуатационные колонны);
- для трех значений ц. - соотношения подвижностей вытес-
няющей воды и нефти в пластовых условиях (1, 4 и 9);
- для шести значений /гр - длины, созданной с помощью гид-
равлического разрыва трещины (10, 20, 40, 80, 160 и 240 м).
По данным табл. 3.15 видно, что при увеличении /гр - длины
трещины с 10 м до 240 м возрастает увеличение дебита нефти по
сравнению с вертикальной скважиной без трещины с 1,8 раза до
4,1-4,6 раза.
Получается так, что в многослойном нефтяном пласте, со-
стоящем из многих проницаемых нефтяных слоев, разделенных
непроницаемыми прослоями, эффективность по дебиту нефти у
вертикальных скважин с трещинами большой длины /гр =
= 160н-240 м выше, чем у горизонтальных скважин! Но возникает
другая серьезная проблема: при хаотическом различном направ-
242
Таблица 3.15
v - увеличение дебита скважин после проведения гидроразрыва пластов
Соотношение подвижностей вытесняющей воды и нефти в Расстояние между скважинами 2ст, м
400 566
Длина вертикальной трещины /ф, м
пластовых усло- виях ц. 10 20 40 80 160 240 10 20 40 80 160 240
Дебит нефти, т/сут
Радиус скважины ге = 0,062 м
1 4 9 1,853 1,708 1,670 2,169 1,943 1,885 2,596 2,239 2,153 3,185 2,615 2,486 3,993 3,075 2,882 4,573 3,371 3,132 1,795 1,668 1,634 2,081 1,885 1,835 2,461 2,158 2,083 2,985 2,506 2,394 3,703 2,939 2,772 4,238 3,231 3,022
Радиус скважины ге = 0,075 м
1 4 9 1,812 1,673 1,637 2.121 1,904 1,849 2,537 2,194 2,112 3,114 2,563 2,438 3,904 3,013 2,827 4,471 3,304 3,072 1,756 1,635 1,603 2,036 1,848 1,800 2,407 2,116 2,043 2,921 2,457 2,349 3,623 2,881 2,719 4,146 3,168 2,964
Примечание Высота трещины равна общей толщине эксплуатационного объекта h^.
243
лении трещин неравномерность вытеснения нефти закачиваемой
водой увеличивается.
Вообще, неравномерность вытеснения количественно характе-
ризуют квадратом коэффициента вариации V2, которая зависит
от действия различных параметров и факторов V2, V2, V2 и дру-
гих следующим образом:
(у2 + 1) = (v/ + 1) • (у2 + 1) • (v32 + 1) • ...,
где например, V2 отражает влияние послойной неоднородности
т,2
пласта по проницаемости; У2 - учитывает геометрическую не-
равномерность вытеснения нефти водой, обусловленную разме-
щением добывающих и нагнетательных скважин, существующую
.,2
даже в гипотетических однородных пластах; и3 - учитывает
влияние зональной неоднородности пластов по проницаемости
(учитывает по стягивающим добывающим скважинам).
Если трещины расположены лучшим образом вдоль рядов
скважин, то общая неравномерность вытеснения нефти уменьша-
ется!
А если трещины располагаются хаотически, то
В последних формулах L - расстояние между рядами сква-
жин; 2а - расстояние между скважинами в рядах. При равномер-
ной квадратной сетке вертикальных скважин L - 2а. При этом
244
fl + 2a _ J
V2 = - • —-—+- = -, при L = 2o = 400 м и L = 200 м полу-
2 з L + 2a з ф
чается:
при расположении трещин вдоль рядов скважин
400 + 400 - 200 _
400
400 + 400 - 200
400
=(0,111-0,5 + 1)=1,056
вместо (У22 + 1]=1,333;
при хаотическом расположении трещин
(^р + 1) = (V2 + 1)
L + 2а
L + 2а - /гр
= 1,333
400 4- 400
400 + 400 - 200
= 1,333 • 1,333 = 1,777.
При общей неравномерности вытеснения нефти у вертикаль-
ных скважин без трещин V2 = 0,800 общая неравномерность вы-
теснения нефти у скважин с трещинами длиной Zrp = 200 м полу-
чается равной:
при расположении трещин вдоль рядов скважин
V2 + 1) • 7'” + / - 1 = 1,800 • - 1 = 0,426;
/ fu2 1,333
при хаотическом расположении трещин
lv‘ + 1) у'1’ - 1 = 1,800 • ЬЩ - 1 = 1,400.
' 1 (v22 + i) 1333
При предельной доле вытесняющего агента А = 0,95 коэффи-
циент использования подвижных запасов нефти равен:
при вертикальных скважинах без трещин
К, = к,„ + (к. - кт) А,
где К,„ =------1----К„ =----------'------К, = 0,219 + (0,870 -
1,2 + 4,2 V 0,95 + 0,25 V
-0,219) • 0,95 = 0,837;
245
при вертикальных скважинах с трещинами длиной /^ = 200 м:
при расположении трещин вдоль рядов скважин
К3 = 0,335 +
(0,947-0,335) 0,95 = 0,916;
при хаотическом расположении трещин
К3 = 0,141 + (0,769-0,141) • 0,95 = 0,738.
Итак, при большеобъемных гидравлических разрывах пластов
при длине трещин Др = 200 м:
при расположении трещин вдоль рядов скважин извлекае-
мые запасы нефти дополнительно увеличиваются в = 1,094
раза;
при хаотическом расположении трещин извлекаемые запасы
, 0.837
нефти уменьшаются в -4— = 1,134 раза.
0> 738
Таким образом, цена умения правильно ориентировать тре-
щины длиной /гр = 200 м, создаваемые при большеобъёмном гид-
равлическом разрыве пластов, есть увеличение извлекаемых за-
пасов нефти в 0’9*6 = 1,241 раза.
Итак, применение гидравлического разрыва пластов в широ-
ких промышленных масштабах позволяет по малопродуктивным
нефтяным пластам значительно увеличить дебит нефти добы-
вающих скважин, довести его до экономически эффективного
уровня, тем самым малопродуктивные пласты ввести в разработ-
ку и обеспечить по ним достижение утвержденного коэффициен-
та нефтеотдачи.
Теоретически обычный гидравлический разрыв позволяет
увеличить дебит нефти в 2 раза, а большеобъемный гидравличе-
ский разрыв позволяет увеличить в 3-4 раза. Но фактическое
увеличение дебита нефти обычно бывает значительно больше.
Однако дополнительное увеличение дебита нефти связано с про-
рывом блокады ближайшей сильно засоренной призабойной зо-
ны пластов.
Поэтому после проведения гидравлического разрыва нефтя-
ных пластов надо правильно эксплуатировать скважины и не
допускать повторного засорения призабойных зон пластов и зна-
чительного снижения коэффициентов продуктивности скважин
по нефти.
Гидравлические разрывы с хаотическим расположением тре-
246
щин большой длины, хотя и обеспечивают более низкую нефте-
отдачу пластов, но если они позволяют ввести в промышленную
разработку малопродуктивные нефтяные пласты, то они уже
обеспечивают увеличение нефтеотдачи с нуля до какой-то суще-
ственной величины.
А чтобы еще больше увеличить нефтеотдачу, надо научиться
управлять направлением трещин и ориентировать их вдоль рядов
скважин.
3.8. ВЛИЯНИЕ КАЧЕСТВА БУРЕНИЯ СКВАЖИН
НА НЕФТЕОТДАЧУ ПЛАСТОВ
Коэффициент нефтеотдачи пластов Кпо обычно представляют
в виде произведения трех коэффициентов: Кв - коэффициента
вытеснения (нефти агентом), определяемого в лабораторных ус-
ловиях на маленьких образцах породы нефтяных пластов при
многократной прокачке вытесняющего агента; Кс - коэффициента
сетки, учитывающего влияние плотности сетки скважин S1, при-
ходящейся на одну скважину нефтяной площади, и прерывисто-
сти нефтяной площади ж» - доли неколлектора в пределах нефтя-
ной площади слоев и пластов; произведение первых двух коэф-
фициентов из балансовых геологических запасов нефти Об выде-
ляет подвижные запасы нефти
а = о*• к, к-,
следующий третий коэффициент использования подвижных за-
пасов нефти; подвижные запасы, умноженные на этот коэффици-
ент, показывают начальные извлекаемые запасы нефти
Оо = Qn'
этот коэффициент учитывает расчетную послойную неоднород-
ность по проницаемости или, по-другому, результирующую не-
равномерность вытеснения нефти в добывающую скважину V2,
предельную максимальную весовую долю агента в дебите жидко-
сти добывающей скважины А2 или предельный минимальный
весовой дебит нефти, причем эффект от текущей добычи нефти
должен компенсировать текущие экономические затраты на ее
добычу, вернее, на добычу жидкости вместе с минимальной до-
бычей нефти, также учитывает Цо - коэффициент различия фи-
зических свойств нефти и вытесняющего агента, с помощью это-
247
го коэффициента совершается переход от предельной весовой
доли агента Л2 к предельной расчетной доле агента А
^2 _ . ц • Д = _________Л________•
1 - А2 1 - А ° (1 - Л2) • ц0 + Л2
используемый в коэффициенте заводнения К3 показатель резуль-
тирующей неравномерности вытеснения нефти V2 зависит от
многих параметров и действующих факторов, влияющих на не-
равномерность вытеснения, для учета их влияния переложен эф-
фективный метод
где V2 - показатель послойной неоднородности пластов по про-
ницаемости; V22 - показатель неравномерности подхода фронтов
вытесняющего агента с разных сторон от разных нагнетательных
скважин, учитывающий зональную неоднородность пластов; V32 -
показатель геометрической неравномерности фронта вытесняю-
щего агента от точек нагнетательных скважин к точкам добы-
вающих скважин, учитывающий схему размещения взаимодейст-
вующих нагнетательных и добывающих скважин.
Формула коэффициента заводнения имеет следующий вид:
К3 = Кзк - (Хзк - Хзн) • А,
Коэффициент вытеснения зависит от взаимной нерастворимо-
сти нефти и вытесняющего агента, например, воды, и микроне-
однородности пористой породы и возникновения очень высоких
градиентов капиллярного давления, замыкающих и захороняю-
щих остаточную нефть.
Коэффициент сетки, представленный следующей формулой:
2
W ”
где а = —, зависит от прерывистости w и шага хаотической из-
D
меняемости коллекторских свойств пластов D - линейного раз-
мера отдельной зоны, которыми моделируется зональная неодно-
248
родность пластов по продуктивности; чем больше а • S1, тем ни-
же коэффициент сетки Кс. Но надо иметь в виду, что эта форму-
ла была получена нами для условий равномерного изменения
(равномерного сгущения или равномерного разрежения) сетки
скважин, когда наблюдаются минимальные изменения запасов
нефти (минимальные приросты и минимальные потери), в этом
известное преимущество равномерных сеток скважин. Равномер-
ные сгущения и разрежения сеток скважин бывает при проекти-
ровании - при выборе из множества'равномерных сеток скважин
рациональной равномерной сетки.
Но фактически на разрабатываемых нефтяных месторождени-
ях при ограниченной долговечности скважин до их аварийного
выбытия (подчеркнем, не технологического выбытия, когда вы-
полнена технологическая задача, а аварийного выбытия) проис-
ходит хаотическое разрежение сетки скважин. А такое хаотиче-
ское разрежение значительно хуже равномерного разрежения
сетки скважин. При хаотическом разрежении сетки скважин в
среднем справедливо правило: вместе с аварийно выбывшими
скважинами из разработки выбывают их еще неотобранные
извлекаемые запасы нефти.
Для учета этого негативного явления нами предложен четвер-
тый коэффициент-сомножитель, образующий коэффициент неф-
теотдачи пластов, называемый коэффициентом надежности сис-
темы разработки (конкретно, сетки скважин), который учитывает
среднее время добычи нефти Тср и среднюю долговечность сква-
жин Тс:
—51
Р" _ 1 ______1__________1____________1_____~ р 90’Гс
“ ",+, + _а_ ', + , + . 5‘ ’
ТС q0 • Тс <7о «О’ Тс qQ Тс
Этот коэффициент надежности системы разработки можно и
нужно объединить с коэффициентом сетки и получить новый
коэффициент сетки
, -^-5*
Кс = e~aS е 9о Гс = е 1 = e~a* s , где аЕ
а +...fa -
<7о • Т’с,
если прежний коэффициент сетки был при условии неограни-
ченной долговечности скважин Тс -» <ю, по крайней мере, больше
времени разработки рассматриваемой нефтяной залежи, или при
условии обязательного дублирования (обязательной замены
249
скважинами-дублерами) всех аварийно выбывших скважин, то
новый коэффициент сетки учитывает фактически ограниченную
долговечность скважин Тс без бурения скважин-дублеров вместо
аварийно выбывших скважин. В реальности такое действительно
может быть, если разработку нефтяной залежи ведут в море в
шельфовой области с платформ или в болотах с насыпных ост-
ровов.
В последней формуле Qo* - удельные извлекаемые запасы
нефти на 1 км2 нефтяной площади с учетом коэффициентов вы-
теснения и заводнения, но без учета коэффициента сетки Кс, т.е.
О - К ' к
самого определяемого коэффициента, Qo. = ——f------- '> -S’ - пло-
О
щадь рассматриваемой нефтяной залежи; qQ = q\ • по; по - число
скважин по проектной сетке; ql0 - амплитудный дебит на одну
проектную скважину.
Для ощущения реальности приведем числовые примеры.
Пусть удельные извлекаемые запасы нефти равны Qo* = 1
млн т/км2, пусть амплитудный дебит на одну проектную сква-
жину равен <7о = 0,02 млн т/год, пусть при неограниченной дол-
2 Q 332
говечности скважин показатель а = = ’-— = 0,6806 = 0,68.
D 0, Г
Будем исследовать влияние плотности сетки скважин S1 при
различных значениях долговечности скважин Тс. Результаты рас-
четов приведены в табл. 3.16.
Краткий анализ приведенных результатов:
• при низкой долговечности скважин Тс = 20 год (а такая
долговечность случается!) сгущение проектной сетки скважин в
Таблица 3.16
Значения Кс ~ коэффициента сетки в зависимости от 51 - плотности
сетки скважин и Тс - ограниченной долговечности скважин
Долговечность скважин Тс, год Плотность сетки скважин 51
4 га 8 га 16 га 32 га 64 га
0,04 км2 0,08 км2 0,16 км2 0,32 км2 0,64 км2
20 0,881 0,775 0,601 0,361 0,131
30 0,910 0,829 0,687 0,472 0,223
40 0,926 0,857 0,734 0,539 0,291
60 0,941 0,886 0,785 0,616 0,380
80 0,949 0,901 0,812 0,659 0,434
100 0,954 0,910 0,828 0,686 0,470
ОО 0,973 0,947 0,897 0,804 0,647
250
2 раза увеличивает коэффициент сетки Кс и, соответственно, ко-
эффициент нефтеотдачи Кно
с S1 = 64 га до 51 = 32 га в = 2,76 раза,
с S1 = 32 га до 51 = 16 га в ^||| = 1,66 раза,
с 51 = 16 га до 51 = 8 га в = 1,29 раза;
• при пониженной долговечности скважин Тс = 30 год (такая
долговечность на многих месторождениях, где у скважин 5-
дюймовая обсадная эксплуатационная колонна) сгущение про-
ектной плотности сетки скважин в 2 раза увеличивает коэффи-
циент сетки Кс и, соответственно, коэффициент нефтеотдачи Кяо
с 51 = 64 га до 51 = 32 га в °’*— = 2,12 раза,
0,223
с 51 = 32 га до 51 = 16 га в = 1,45 раза,
с 51 = 16 га до 51 = 8 га в = 1,21 раза;
• при средней долговечности скважин Тс = 60 год сгущение
проектной плотности сетки скважин в 2 раза увеличивает коэф-
фициент сетки Кс и, соответственно, коэффициент нефтеотдачи
Кяо
с S1 = 64 га до 51 = 32 га в = 1,62 раза,
0,380 г
с 51 = 32 га до 51 = 16 га в = 1,27 раза,
с 51 = 16 га до 51 = 8 га в = 1,13 раза;
• при высокой долговечности скважин Тс = 100 год сгущение
проектной плотности сетки скважин в 2 раза увеличивает коэф-
фициент сетки Кс и, соответственно, коэффициент нефтеотда-
чи Кяо
с 51 = 64 га до 51 = 32 га в = 1,46 раза,
251
с 51 = 32 га до 51 = 16 га в °’8^8 =1,21 раза,
0,686
с 51 = 16 га до 51 = 8 га в 0,910 = 1,10 раза;
0,828
• при очень высокой долговечности скважин сгущение п
ектной плотности сетки скважин в 2 раза увеличивает коэфф.*
циент сетки Кс и, соответственно, коэффициент нефтеотдачи Кяо
с 51 = 64 га до 51 = 32 га в = 1,24 раза,
с 51 = 32 га до 51 = 16 га в = 1,12 раза,
с S1 = 16 га до S1 = 8 га в = 1,06 раза;
0,897 г
по приведенным результатам видно: чем больше долговеч-
ность скважин, тем меньше эффективность сгущения сетки
скважин; чем реже сетка скважин, тем выше эффективность ее
сгущения в 2 раза; сгущение сетки скважин в 2 раза с S1 = 16 га
до 34 = 8 га в самом худшем рассмотренном случае увеличивает
коэффициент нефтеотдачи пластов в 1,29 раза, в самом лучшем
рассмотренном случае в 1,06 раза.
Вопрос: почему бывает низкая долговечность скважин? Из-за
плохого проектирования и осуществления бурения скважин. Ра-
ди экономии металла вместо 6-дюймовых обсадных эксплуатаци-
онных колонн стали применять 5-дюймовые. Экономия по суще-
ству не получилась: при экономии капитальных затрат около 1 %
произошла потеря производительности скважин на 2 %, а, глав-
ное, произошло снижение долговечности скважин в 2 с лишним
раза, с 60 лет и более до 30 лет и менее.
При бурении скважин может быть некачественный цементаж
в интервале продуктивных пластов и пласты, которые должны
быть разъединены, оказываются хаотически в той или иной мере
соединенными. Кто-то обсуждает: объединять или не объединять
пласты, а они в какой-то мере оказываются уже объединенными.
При этом теряется качество контроля и управления.
Серьезным дефектом бурения оказываются хаотические зна-
чительные отклонения забоев скважин от проектных точек. Так,
на Повховском нефтяном месторождении при проектном рас-
стоянии между соседними скважинами 500 м по 14 исследован-
ным скважинам среднее хаотическое отклонение забоев оказа-
252
лось равным 150 м, а на Талинском нефтяном месторождении
при проектном расстоянии между соседними скважинами тоже
500 м по 300 исследованным скважинам среднее хаотическое от-
клонение забоев скважин оказалось равным 125 м. Возникает
явление хаоса. Из-за хаотического значительного отклонения
забоев скважин возникает дополнительная геометрическая не-
равномерность фильтрационного потока и, соответственно, вы-
теснения нефти, которая определяется по следующей формуле:
/ . \2,5
уд2 = 30 4— ,
при проектном расстоянии между скважинами 2о = 500 м и
среднем хаотическом отклонении забоев А/ = 150 м дополнитель-
ная неравномерность вытеснения нефти оказывается равной
/ \2 5
V? = 30-® ’ = 1,479,
при среднем хаотическом отклонении забоев А/ = 125 м дополни-
тельная неравномерность вытеснения нефти оказывается равной
Уд2 = 30 •
125 Y'5
500 J
= 0,938.
Если без учета этой дополнительной неравномерности вытес-
нения нефти Уд результирующая неравномерность вытеснения
нефти была У.2 = 0,667, то теперь будет
У2 = (У.2 + 1) • (Уд + 1) - 1;
У2 = (0,667 + 1) • (1,479 + 1) - 1 = 3,132;
У2 = (0,667 + 1) • (0,938 + 1) - 1 = 2,231.
При предельной расчетной доле вытесняющего агента в деби-
те жидкости добывающей скважины, равной А = 0,90, коэффици-
ент заводнения получается равным
У2 = 0,667,
К =
3
________1________
1,2 + 4,2 • 0,667
^0,95 + 0,25 • 0,667
________1
1,2 + 4,2 • 0,667
•0,90 = 0,831;
253
•0,90 = 0,526;
•0,90 = 0,606.
V2 = 3,132,
К _________1_____(_________1_______________1_____
3 1,2 + 4,2-3,132 (0,95 + 0,25-3,132 1,2 + 4,2-3,132
V2 = 2,231,
iz _ ______1_____(_________1_______________1_____
3 1,2 + 4,2-2,231 1.0,95 + 0,25-2,231 1,2 + 4,2-2,231
Из-за хаотических значительных отклонений забоев скважин
коэффициент заводнения К3 и, соответственно, коэффициент
, 0,831 . ко 0,831
нефтеотдачи уменьшаются в -/—- = 1,58 раза и в - -
0,526 0,606
= 1,37 раза. Это очень большие потери начальных извлекаемых
запасов нефти из-за хаотического значительного отклонения
забоев скважин.
А теперь от экстремально плохих ситуаций, замеченных на
Повховском и Талинском нефтяных месторождениях, где слиш-
ком большие средние хаотические отклонения забоев скважин от
их проектных точек (Д/=150 м и Д/=125 м), перейдем к обыч-
ной рядовой ситуации со средним хаотическим отклонением
Д/ = 50 м, но теперь будем рассматривать последовательное сгу-
щение сетки скважин от 51 = 32 га, затем до 51 = 16 га, 51 = 8 га
и, наконец, до 51 = 4 га (табл. 3.17).
Последняя табл. 3.19, отличающаяся от предыдущей табл. 3.18
только дополнительным учетом коэффициента вытеснения Кв =
= 0,65, показывает, что при почти обычном хаотическом отклоне-
нии забоев скважин Д/ = 50 м, которое в 2,5-3 раза меньше, чем
по исследованным скважинам Талинского и Повховского место-
рождений, применение слишком густых сеток скважин с плот-
ностью 51 = 4 га на скважину приводит к снижению нефтеотда-
чи пластов. Вместо ожидаемого увеличения нефтеотдачи
пластов получается уменьшение!
Таблица 3.17
Значения К3 - коэффициента заводнения в зависимости от S1 -
плотности сетки скважин (при следующих исходных данных:
V2 =0,667 , А/ = 50 м, А = 0,90)
Показатель S’, га/скв.
4 8 16 32 64
2ст, м 200 283 400 566 800
0,938 0,394 0,166 0,070 0,029
V2 2,231 1,324 0,944 0,784 0,715
Кз 0,606 0,718 0,778 0,808 0,821
254
Таблица 3.18
Значения Кс К3 - произведение коэффициентов сетки и заводнения
в зависимости от У - плотности сетки скважин и Тс - долговечности
скважин (при следующих исходных данных: V2 =0,667, А/ = 50 м, А = 0,90)
тс, год 5‘, га/скв.
4 8 16 32 64
20 0,534 0,556 0,468 0,292 0,106
30 0,551 0,595 0,534 0,381 0,183
40 0,561 0,615 0,571 0,436 0,239
60 0,570 0,636 0,610 0,498 0,312
80 0,575 0,647 0,632 0,532 0,356
100 0,578 0,653 0,644 0,554 0,386
00 0,590 0,680 0,698 0,650 0,531
Таблица 3.19
Значения Кио - коэффициента нефтеотдачи в зависимости от У* -
плотности сетки скважин и Те - долговечности скважин
(при следующих исходных данных: коэффициент вытеснения
КИ = 0,65, V.2 = 0,667 , М= 50 м, А = 0,90)
Тс, га/скв. 51, га/скв.
4 8 16 32 64
20 0,347 0,361 0,304 0,190 0,069
30 0,358 0,387 0,347 0,248 0,119
40 0,356 0,400 0,371 0,283 0,155
60 0,371 0,413 0,397 0,324 0,203
80 0,374 0,421 0,411 0,346 0,231
100 0,376 0,424 0,419 0,360 0,251
СО 0,384 0,442 0,454 0,423 0,345
При этом при долговечности скважин 20-30 лет при плотно-
сти сетки скважин 4 га на скважину нефтеотдача оказывается
ниже, чем при плотности сетки 8 га на скважину; а при долго-
вечности 40-100 лет нефтеотдача оказывается ниже, чем при
плотности сетки 16 га на скважину, а при очень большой долго-
вечности оказывается ниже, чем при плотности сетки 32 га на
скважину.
Но рассмотренные пока варианты разработки нефтяных зале-
жей учитывают ограниченную долговечность скважин до их ава-
рийного выбытия, но не учитывают бурение скважин-дублеров
вместо аварийно выбывших.
Кстати, ряд известных специалистов по разработке нефтяных
месторождений считают, что так и надо делать: все скважины,
которые должны быть пробурены на месторождении, должны
255
быть пробурены в самом начале при разбуривании месторожде-
ния.
Далее рассмотрим варианты разработки рассматриваемых
нефтяных залежей с бурением скважин-дублеров вместо аварий-
но выбывших скважин. Среди уже рассчитанных вариантов раз-
работки уже есть нужные варианты: это варианты с неограни-
ченно большой долговечностью скважин (Тс = оо). Такими же как
эти варианты (с Тс = оо) по добыче нефти и нефтеотдаче пластов
будут другие варианты с ограниченной долговечностью скважин
(с Тс = 20 год, 30 год, 40 год, 60 год, 80 год и 100 год), но другие
варианты будут отличаться общим числом скважин-дублеров и
дисконтированным общим числом скважин-дублеров, последнее
учитывается при определении экономической эффективности
разработки нефтяных залежей - дисконтированной накопленной
чистой прибыли (табл. 3.20-3.22).
По представленным здесь результатам расчетов видно, что ва-
рианты разработки нефтяных залежей с бурением скважин-
дублеров обеспечивают более высокую нефтеотдачу пластов, чем
варианты разработки без бурения скважин-дублеров, когда все
скважины бурят сразу при бурении проектной сетки.
Таблица 3.20
По вариантам с бурением скважин-дублеров расчет общего числа
скважин-дублеров
Условие Параметры 51, га/скв.
4 8 16 32 64
Тс = да, год «о кяо 7500 0,384 3750 0,442 1875 0,454 938 0,423 469 0,345
(2б = 600, млн т Оо = Об • -Кно- млн т 230,4 265,2 272,4 253,8 207
Тс - ОО, год F F/K3 По+ = = (1/7’C).(2QO/^)X х( F/KJ 1,403 1 -/53338 Т с 1,606 —59325 т JC 1,688 —59111 т 2С 1,720 — 540 т 7 с 1,735 — 43553 т
При Тс, год: 100 80 60 40 30 20 па, по+ по+ по+ Пс+ Пог 533 667 889 1333 1778 2667 593 742 989 1483 1978 2966 591 739 985 1478 1970 2956 540 675 901 1351 0801 2702 436 544 725 1089 1452 2178
256
Таблица 3.21
По вариантам без бурения скважин-дублеров расчет начальных
извлекаемых запасов нефти Qo
Условие Параметры 51, га/скв.
4 8 16 32 64
При Тс, год; 100 80 60 40 30 20 Общее число скважин по Начальные извлекаемые запасы нефти (2о, млн т 7500 225,6 224,4 222,6 219,0 214,8 208,2 3750 1875 938 216,0 207,6 194,4 169,8 148,8 114,0 469 150,6 138,6 121,8 93,0 71,4 41,4
254,4 252,6 251,4 246,6
247,8 240,0 232,2 238,2 222,6 208,2
210,6 182,4
Таблица 3.22
По вариантам с бурением скважин-дублеров расчет общего числа скважин
Условие Параметры S1, га/скв.
4 8 16 32 64
Начальные извлекаемые за- пасы нефти Qo, млн т 230,4 265,2 272,4 253,8 207
При Тс, Общее число пробуренных
год: скважин по+ по+
100 8033 4343 2466 1478 905
80 8167 4492 2614 1613 1013
60 8389 4Ш 2860 1839 1194
40 8833 5233 3353 2289 1558
30 9278 5728 3845 2739 1921
20 10167 6716 4831 3640 2647
Такие варианты бурения сразу всех скважин без последующе-
го бурения скважин предлагают ряд авторитетных специалистов
по разработке нефтяных месторождений. Но они не делали рас-
четов разработки нефтяных залежей с учетом фактической огра-
ниченной долговечности скважин.
Раньше большая группа авторитетных специалистов по разра-
ботке нефтяных месторождений считала, что нефтеотдача пла-
стов почти не зависит от плотности сетки скважин, что разреже-
ние сетки скважин уменьшает капитальные затраты на разработ-
ку нефтяных месторождений, что при этом дебит на скважину
увеличивается. Но все это не так.
Применительно к большинству разрабатываемых нефтяных
месторождений с основным внутриконтурным заводнением раз-
режение сетки скважин не приводит к увеличению дебита на
9 — 857
257
\п0 = 200 и Дпо = 500 и амплитудный дебит нефти на проектную
скважину равным ^=0,02 млн т/год. Результаты расчетов пред-
ставлены в табл. 3.23.
По представленным в табл. 3.23 результатам расчетов у вари-
анта разработки с самой густой сеткой скважин S1 = 4 га/скв.
обнаружен еще один недостаток: низкий максимальный текущий
дебит нефти, достигаемый в конце периода разбуривания, кото-
рый оказывается ниже, чем у вариантов с плотностью 51 =
= 8 га/скв., S1 = 16 га/скв. и 51 = 32 га/скв.; а лучшими ока-
зываются при Дпо = 200 варианты с плотностью S’1 = 16 га/скв. и
51 = 32 га/скв. и при Дп0 = 500 варианты с S1 = 8 га/скв. и S1 =
= 16 га/скв.
Вывод.
В рассмотренных условиях, близких к реальным, варианты
разработки нефтяной залежи с бурением скважин-дублеров вме-
сто аварийно выбывших скважин обеспечивают более высокую
нефтеотдачу пластов; вариант со слишком редкой сеткой сква-
жин 51 = 64 га/скв. и вариант со слишком густой сеткой скважин
S1 = 4 га/скв. оказываются хуже варианта со средней по плотно-
сти сеткой скважин 51 = 16 га/скв. При проектировании разра-
Таблица 3.23
Учет времени разбуривания нефтяной залежи при годовом бурении
скважин Аяо = 200 и Ап0 = 500 и амплитудном дебите нефти проектной
скважины ф* =0,01 млн т/год по вариантам разработки нефтяной
залежи без бурения скважин-дублеров
Параметры 51, га
4 8 16 32 64
По 7500 3750 1875 938 469
qo, млн т/год при q^ =0,02, 150 75 37,5 18,75 9,38
млн т/год Кво, доли из табл. 3.19 при Тс = 40 год 0,356 0,400 0,371 0,283 0,155
млнт 213,6 240,0 222,6 169,8 93,0
qo/Qo, 1/год 0,351 0,156 0,084 0,055 0,050
йб, год при Лио = 200 37,5 18,75 9,38 4,69 2,35
?о/(2б, млн т/год 5,70 12,80 23,73 36,20 39,57
(?o/Qo> йб 26,32 5,85 1,576 0,516 0,236
4тах, млн т/год 5,70 12,76 18,82 14,59 8,32
йб, год при Дно = 500 15 7,5 3,75 1,88 0,94
<7о/Об, млн т/год 14,24 32,00 59,36 90,32 98,94
(<?о/0о)-йб 10,53 2,34 0,63 0,207 0,094
?шах, млн т/год 14,24 28,92 27,75 16,89 8,88
260
ботки нефтяных залежей обязательно надо учитывать реальную
очень высокую природную неоднородность нефтяных пластов и
реальное качество бурения скважин. Тогда не придется быстрые
прорывы закачиваемой воды, произошедшие по причине значи-
тельных хаотических отклонений забоев скважин и отдельных
сближений забоев нагнетательных и добывающих скважин, объ-
яснять наличием суперколлекторов и высокой природной и тех-
ногенной открытой трещиноватостью нефтяных пластов. Тогда
для наблюдаемых недостатков проектирования и осуществления
разработки нефтяных месторождений не надо будет искать оп-
равданий, а надо будет устранять эти недостатки.
4
ПРОБЛЕМЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ
И ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ РАЗРАБОТКИ
НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
4.1. ПРОБЛЕМЫ ПРИМЕНЕНИЯ МАТЕМАТИЧЕСКИХ
МОДЕЛЕЙ И АНАЛИТИЧЕСКОЙ МЕТОДИКИ
ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ РАЗРАБОТКИ
НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Было время, когда только импортные сеточные математиче-
ские геологические и гидродинамические модели обязательно
применялись при проектировании разработки нефтяных место-
рождений. Модели приобретались у их производителей - ино-
странных фирм. Аналогичные математические модели, созданные
в России, не допускались к практическому применению. И если
авторами проектов они применялись, то проверяющая комиссия
их в упор не видела, считала, что у рассматриваемого проекта
разработки нет обязательной математической модели.
Некоторое время назад произошла модельная революция, и
теперь не только импортные, но и целый ряд отечественных ма-
тематических сеточных моделей может применяться, более того,
по патриотическим соображениям применение отечественных
сеточных моделей предпочтительнее и к тому же удобнее, по-
скольку рядом находятся авторы этих сеточных моделей, кото-
рые могут устранять замеченные недостатки и осуществлять
дальнейшие необходимые усовершенствования.
Но теперь эту победу отечественных сеточных моделей - за-
воевание ими места на рынке с импортными сеточными моделя-
ми хотят превратить в окончательную победу и никаких других
математических моделей не допускать.
Но вернемся к истокам.
Модели могут быть разные: натуральные, физические (анало-
говые), математические (в виде отдельной формулы или собра-
ния формул, огромного множества формул, примером последнего
является математическая сеточная гидродинамическая модель
разработки нефтяных пластов), а также мысленные. Моделиро-
262
вание - это упрощенное представление реальных объектов и
процессов, но упрощение такое, что позволяет учитывать самые
существенные черты и параметры объектов и процессов. Моде-
лирование является основным методом в науке за все века и ты-
сячелетия (путь от реальности к абстракции - к установлению
закона или закономерности и обратно к реальности, к проверке
полученного результата и его практическому применению, кото-
рое обычно дает значительный практический эффект).
Но применение математических сеточных моделей вступает в
противодействие с другими математическими моделями и другим
видам моделирования. Сразу возникает монополизация со сторо-
ны математических сеточных моделей.
Можно представить целый список существенных ошибок ма-
тематических сеточных моделей. Но сначала отделим геологиче-
ские модели от гидродинамических моделей. У них принципи-
альное различие: геологические модели - это статика; а гидроди-
намические модели - это динамика. Геологические модели нуж-
ны, как прежде были нужны геологические карты и геологиче-
ские профили, для определения эффективных нефтяных объемов
пластов, для подсчета начальных геологических запасов нефти.
Конечно, геологические модели, несомненно, лучше прежних
геологических карт и профилей. На основе геологической модели
можно быстро, почти мгновенно, построить множество геологи-
ческих карт и профилей, что раньше было совершенно невоз-
можно. Применение геологических карт и профилей - это несо-
мненный значительный научно-технический прогресс.
Для геологических моделей знание пластов в отдельных точ-
ках оказывается вполне достаточным. А для гидродинамических
моделей знание в точках совершенно недостаточно, надо знать
взаимосвязь и взаимодействие точек пластов. Геологические мо-
дели представляют 99-100 % площади и объема нефтяных пла-
стов. А гидродинамические модели представляют 99 % площади
и объема пластов, но только от 10 % до 30 % всего фильтраци-
онного сопротивления, причем обычно существует неопределен-
ность от 10 % до 30 % в зависимости от засорения и значитель-
ного снижения проницаемости призабойной зоны пластов; слу-
чайная ошибка моделирования получается равной ±50 % и более.
Авторы и истинные патриоты математических сеточных гид-
родинамических моделей могут убежденно утверждать, что сами
по себе эти модели являются точными и дадут точные результа-
ты, если исходная информация о проницаемости и эффективной
толщине нефтяных слоев и пластов и о вязкости нефти и воды в
пластовых условиях являются точными; если к тому же досто-
верно известны значения скин-фактора (степени засорения и
263
уменьшения проницаемости или увеличения вязкости нефти в
призабойных зонах пластов).
Да, конечно, если исходная информация будет точной, то ре-
зультаты моделирования будут точными! Но кто обеспечит этой
точной информацией? В каждой точке рассматриваемых нефтя-
ных пластов надо знать действительное значение проницаемости.
Значения проницаемости определяют по кернам - по ото-
бранным в скважинах и исследованным образцам породы пла-
стов. Но опыт показывает, что при представительной совокупно-
сти кернов их неоднородность по проницаемости будет слишком
высокой, а средняя проницаемость будет завышенной в несколь-
ко раз.
Значения проницаемости определяют по геофизическим элек-
трическим замерам. С учетом корреляционной зависимости по
электрическим величинам определяют значения пористости, с
учетом другой корреляционной зависимости по значениям по-
ристости определяют значения проницаемости. При этом возни-
кают слишком большие ошибки. Даже средние значения имеют
слишком большие ошибки.
Значения проницаемости определяют по данным гидродина-
мических исследований скважин, а в пределах скважин по от-
дельным пластам и слоям.
Вообще-то при этом сразу получаются значения коэффициен-
тов продуктивности, которых вполне достаточно для расчета де-
битов скважин и систем скважин.
Но обычно от коэффициентов продуктивности переходят к
значениям гидропроводности и по значениям гидропроводности,
задавшись значениями эффективной толщины пластов и вязко-
сти нефти в пластовых условиях, определяют значения прони-
цаемости. Полученные значения проницаемости вместе со значе-
ниями толщины пластов и вязкости нефти будут вложены в ма-
тематическую сеточную гидродинамическую модель.
Гидродинамические исследования всех работающих скважин и
в скважинах пластов и слоев - это пока что мечта, но при пони-
мании важности вполне достижимая в ближайшие годы.
Коэффициенты продуктивности являются интегральными па-
раметрами, кроме толщины и проницаемости пластов, вязкости
нефти, они учитывают влияние микронеоднородности, мезонеод-
нородности и макронеоднородности пластов.
Если при многократных гидродинамических исследованиях
скважин прослеживать динамику изменения коэффициентов
продуктивности: сначала по нефти (в первый безводный период),
а затем по нефти и воде (в следующий период обводнения), то
можно определить следующие важные параметры: фактическую
264
неравномерность вытеснения нефти водой в типичную добы-
вающую скважину, соотношение подвижностей вытесняющей
воды и нефти в пластовых условиях, возможную суммарную до-
бычу нефти типичной добывающей скважины при условии со-
хранения технологии, показатель снижения коэффициента про-
дуктивности по нефти при снижении забойного давления ниже
давления насыщения.
Если по всем добывающим скважинам известны их коэффи-
циенты продуктивности, если пластовое давление принять на
уровне начального, забойное давление принять на уровне давле-
ния насыщения, то сразу определяется их общий дебит. По об-
щему дебиту определяется общая закачка. При рассредоточенном
заводнении при известном среднем коэффициенте приемистости
типичной нагнетательной скважины и известном ее забойном
давлении, которое заведомо ниже давления гидроразрыва пла-
стов, определяется общее число нагнетательных скважин.
Таким образом выполняется важный расчет начального (ам-
плитудного) дебита нефти рассматриваемой нефтяной площади;
причем выполняется с удовлетворительной точностью и не хуже,
чем на математической сеточной гидродинамической модели. Но
это если известны все коэффициенты продуктивности и приеми-
стости.
Если по всем пробуренным и введенным в действие скважи-
нам есть определенные гидродинамическим методом коэффици-
енты продуктивности; более того эти коэффициенты продуктив-
ности за прошлые годы были определены неоднократно в полном
соответствии с прежними и с ныне действующими правилами, то
всё относительно просто, как при применении математической
сеточной гидродинамической модели, так и без нее.
Но если коэффициентов продуктивности мало, как это бывает
на начальной стадии разработки месторождений, например, ко-
эффициенты продуктивности установлены по 16 гидродинамиче-
ски исследованным разведочным скважинам месторождения, а
надо проектировать разработку по 1000 эксплуатационным сква-
жинам, то относительная квадратичная ошибка, связанная с не-
точностью среднего коэффициента продуктивности по 16 сква-
жинам по сравнению со средним коэффициентом продуктивно-
сти по 1000 скважинам, обусловленная природной высокой зо-
нальной неоднородностью пластов по продуктивности, например,
равной V,2 = 1,0, будет равна
д = Ж • КНК = j~L. = 0 25.0 9915 = 0 2479 ~ 0 25
\no+v32 V16 V 1000 + 1
265
Для обеспечения 90%-ной надежности проектного дебита
нефти расчетный дебит нефти, рассчитанный по среднему коэф-
фициенту продуктивности 16 гидродинамически исследованных
разведочных скважин, уменьшают умножением на понижающий
коэффициент £
5 = 1-1,ЗД = 1-1,3 0,25 = 0,675=^- = ^.
1,401 1,0
Но это ещё не все проблемы. При применении математиче-
ской сеточной гидродинамической модели на 1 исследованную
разведочную скважину в среднем приходится нефтяная площадь
^^ = 62,5 = 64 проектных скважин. Шаг хаотической изменяе-
мости значений эффективной толщины и коэффициента продук-
тивности примерно соответствует обычному расстоянию между
скважинами проектной сетки и составляет 400-600 м или 0,4-
0,6 км. А при создании математической модели по 16 разведоч-
ным скважинам шаг хаотической изменяемости увеличивается до
фактического расстояния между скважинами
400-764=3200 м = 3,2 км
и более. При этом практически пропадает зональная неоднород-
ность нефтяных пластов и ее негативное влияние на нефтеотда-
чу: уменьшение нефтеотдачи при уменьшении плотности проект-
ной сетки скважин.
При этом проектная динамика добычи нефти и жидкости
приобретает нереальный слишком оптимистичный характер.
Другая, конкурирующая с математической сеточной гидроди-
намической моделью, модель разработки нефтяных пластов -
уравнения разработки нефтяной залежи, конкретно: уравнения
добычи нефти, добычи жидкости и числа (необходимого числа)
работающих скважин, а также формулы: начального (амплитуд-
ного) дебита нефти, начальных извлекаемых запасов нефти и
жидкости рассматриваемой залежи, показателя экономической
эффективности варианта разработки залежи - показателя рацио-
нальности варианта разработки.
Уравнение добычи нефти при фиксированных условиях раз-
работки нефтяной залежи (когда все проектные добывающие и
нагнетательные скважины единовременно введены в действие и
продолжают работать со своими постоянными забойными давле-
ниями: у добывающих Рс и у нагнетательных Рсн) в зависимости
от накопленного отбора нефти показывает, начиная с амплитуд-
266
ного дебита q0, прямолинейное снижение дебита нефти q, т.е.
уравнение добычи нефти является уравнением прямой линии,
наклонной к оси абсцисс, с двумя постоянными коэффициентами
(по оси ординат амплитудный дебит qQ и по оси абсцисс началь-
ные извлекаемые запасы нефти Qo).
При нефиксированных изменяющихся условиях разработки
(постепенное разбуривание нефтяной залежи, а также изменение
забойных давлений добывающих скважин Рс и забойных давле-
ний нагнетательных скважин Рс„) уравнение добычи нефти пред-
ставляет собой уравнение прямой линии с двумя коэффициента-
ми которые могут быть постоянными или перемен-
ными, причем любым практически возможным образом.
Это уравнение является сплайн-функцией первой степени,
оно математически описывает любые фактически наблюдаемые
по залежам закономерности добычи нефти.
Но вернемся к уравнению добычи нефти при фиксированных
условиях разработки нефтяной залежи в виде наклонной к оси
абсцисс прямой в зависимости от накопленного отбора нефти
или в виде убывающей показательной функции от времени. Это
разные проявления одной и той же зависимости.
Во-первых, эта математическая закономерность снижения де-
бита нефти чаще, чем другие математические закономерности,
наблюдалась на практике на разрабатываемых нефтяных место-
рождениях. Давным-давно на разрабатываемых месторождениях
была установлена такая эмпирическая формула.
Во-вторых, эта закономерность снижения дебита нефти во
времени была однообразно получена при расчёте большого числа
вариантов разработки многих нефтяных залежей, различных по
системе и технологии, различных по зональной и послойной не-
однородности пластов по проницаемости. Зональная неоднород-
ность по проницаемости и, соответственно, по времени разработ-
ки между элементами залежи. Послойная неоднородность по
проницаемости и, соответственно, по времени вытеснения нефти
в пределах элементов залежи между трубками тока, идущими от
нагнетательных скважин к добывающим скважинам. В результате
дополнения сложных расчетов процесса вытеснения нефти в
пределах типичного элемента нефтяной залежи ещё более слож-
ным учётом зональной неоднородности между элементами зале-
жи получилась предельно простая формула уравнения добычи
нефти.
Отмечаем, что теперь эта формула была получена математи-
ческим путем (всего было рассчитано более 30 вариантов разра-
ботки) с учётом всех существенных параметров и факторов.
267
В-третьих, искомое уравнение добычи нефти получается после
математического объединения функций распределения, характе-
ризующих: зональную неоднородность по проницаемости и, соот-
ветственно, по времени разработки между элементами залежи;
послойную неоднородность по проницаемости и по времени вы-
теснения нефти между трубками тока в пределах типичного эле-
мента залежи, а также неоднородность элементов залежи по экс-
плуатируемой нефтяной площади; и геометрическую неравно-
мерность (различие по длине) линий тока в пределах элемента
залежи, идущих от нагнетательной скважины к добывающей.
При этом при объединении функций распределения ещё надо
учитывать сугубо практические экономические обстоятельства:
элементы залежи с добывающими скважинами со слишком низ-
ким дебитом нефти и слишком большим временем эксплуатации
вообще не будут эксплуатировать, с самого начала исключат из
эксплуатации; в пределах элементов залежи трубки тока со
слишком низким темпом вытеснения нефти и слишком большим
временем вытеснения не будут до конца' эксплуатировать, по-
скольку по добывающим скважинам не будут достигать нулевого
дебита нефти и 100%-ной обводненности. Теперь эта формула
обосновывается аналитическим математическим путем.
После обоснования уравнения добычи нефти отдельной неф-
тяной залежи для фиксированных условий был обоснован пере-
ход от фиксированных условий к нефиксированным изменяю-
щимся условиям. При этом было установлено, что уравнение
добычи нефти с двумя переменными коэффициентами (ампли-
тудный дебит, начальные извлекаемые запасы нефти), которые
могут быть переменными, является точным или приближенным,
обладающим хорошей точностью.
Аналогичное обоснование было выполнено для уравнения до-
бычи жидкости, но только сначала был сделан переход от реаль-
ной весовой жидкости к расчетной жидкости, с выносом за скоб-
ки влияния различия физических свойств нефти и вытесняюще-
го агента в виде коэффициента различия физических свойств Цо-
Свое примерно аналогичное обоснование имеет уравнение
числа работающих скважин.
Формула амплитудного дебита залежи обоснована с учетом
современного представления о порядке выбора рациональной
сетки скважин и современной теории интерференции (взаимо-
действия) скважин, согласно которой общий дебит прямо про-
порционален общему числу скважин.
Формула начальных извлекаемых запасов нефти представляет
собой произведение начальных геологических запасов нефти и
коэффициента нефтеотдачи, который в свою очередь представля-
268
ет собой произведение коэффициентов: вытеснения, сетки и за-
воднения или использования подвижных запасов нефти.
Коэффициент вытеснения определяют в лабораторных усло-
виях на образцах породы нефтяных пластов. Этот коэффициент
учитывает влияние микронеоднородности пористой породы и
взаимной нерастворимости нефти и вытесняющего агента (обыч-
но воды).
Коэффициент сетки учитывает влияние плотности сетки
скважин, прерывистости и шага хаотической изменяемости кол-
лекторских свойств пластов. Чем больше приходящаяся на сква-
жину площадь пластов, чем больше прерывистость пластов и чем
меньше шаг хаотической изменяемости, тем меньше коэффици-
ент сетки. При разрежении сетки скважин коэффициент сетки
уменьшается и коэффициент нефтеотдачи тоже уменьшается.
Первые два коэффициента из балансовых геологических запа-
сов выделяют подвижные запасы нефти.
Третий коэффициент - коэффициент заводнения или исполь-
зования подвижных запасов нефти зависит от послойной неод-
нородности пластов по проницаемости, от геометрической нерав-
номерности фильтрационного потока и от предельной расчетной
доли агента в дебите жидкости типичной добывающей скважины;
в свою очередь расчетная доля агента зависит от коэффициента
различия физических свойств нефти и агента в пластовых усло-
виях Цо и от предельной максимально допустимой весовой доли
агента или предельной минимальной доли нефти, значит, от эко-
номики, поскольку реализация добытой нефти должна компен-
сировать экономические затраты на ее добычу.
Что даёт сеточная математическая гидродинамическая модель,
красочно представленная на экране? Наглядность: сразу видно,
откуда и куда движется вытесняющая вода - от каких нагнета-
тельных к каким добывающим скважинам. Но математическая
модель показывает в целом для всего нефтяного пласта, а пласт
состоит из нескольких обособленных (отделенных непроницае-
мыми прослоями) нефтяных слоёв (двух, трех, пяти или десяти),
зональная неоднородность которых по продуктивности велика и
взаимно не согласована! Если в целом по пласту вы видите, что
нагнетательная скважина обеспечивает закачкой воды противо-
стоящую добывающую скважину, то это среднестатистическая
картина, а реальная картина совершенно иная: по одному из сло-
ёв нагнетательная обеспечивает закачкой воды добывающую
скважину, стоящую слева, по другому слою - стоящую напротив,
как в целом по пласту, а по третьему слою - стоящую справа. В
целом по пласту показан не реальный, а осредненный поток вы-
тесняющей воды! Неспециалисту это не известно, и ему приятно,
269
что он понял, как разрабатывают нефтяные пласты, как вытес-
няют нефть закачиваемой водой. На примере однородного непре-
рывного пласта всё просто и понятно, но таких пластов в приро-
де нет. Однородные непрерывные пласты придумали, чтобы
обосновать теорию интерференции (взаимодействия) скважин.
Математические модели разработки нефтяных пластов, по-
строенные по геофизическим электрическим определениям про-
ницаемости, совершенно не соответствуют реальным пластам.
Тогда делают подгонку путем изменения значений проницаемо-
стей и фазовых проницаемостей, чтобй дебиты скважин по мо-
дели совпадали с фактическим дебитом. Это делают с учетом
динамики дебита нефти в предыдущие годы, как раньше делали
при заполнении известных госплановских таблиц. Такие расчеты
разработки нефтяных залежей довольно скоро, через два-три го-
да, будут давать существенные значительные ошибки.
Повторим снова: в чем ценность математической модели? В
конкретности и наглядности: скважины с конкретными номерами
и координатами имеют конкретные значения продуктивности и
дебита нефти; осуществляют оптимизацию работы конкретных
скважин. Но ведь таких скважин нет, они пока не пробурены и
гидродинамически не исследованы, у них не определена продук-
тивность. При проектировании разработки: на первом этапе та-
ких скважин почти совсем нет, их только ещё проектируют; на
втором этапе значительной части нет, их только проектируют. На
математических моделях продуктивность скважин задают по
геофизическим электрическим определениям, внося в расчеты не
только случайную по каждой скважине ошибку, но и системати-
ческую ошибку - в значительной мере уничтожая зональную не-
однородность и её негативное влияние на снижение дебитов
нефти и нефтеотдачи пластов.
В аналитической методике проектирования разработки неф-
тяных залежей нет конкретных скважин, но зато есть обоснован-
ная зональная неоднородность и прерывистость пластов и их не-
гативное влияние на дебиты нефти и нефтеотдачу пластов. Учте-
но влияние послойной и зональной неоднородности пластов на
динамику добычи нефти и воды по отдельной типичной скважи-
не и в целом по всем скважинам рассматриваемой залежи.
В аналитической методике проектирования в зависимости
от числа пробуренных и гидродинамически исследованных сква-
жин применяется понижающий коэффициент, обеспечивающий
90%-ную надежность проектной добычи нефти.
В аналитической методике проектирования есть учет ограни-
ченной долговечности скважин: либо в виде проектирования бу-
рения скважин-дублеров, либо в виде снижения нефтеотдачи
270
пластов из-за хаотического разрежения сетки скважин при хао-
тическом аварийном выбытии скважин.
В аналитической методике проектирования есть учет законо-
мерного снижения коэффициентов продуктивности по нефти у
добывающих скважин при снижении их забойного давления ни-
же давления насыщения нефти газом, при выделении из нефти
газа, при выпадении из нефти и накоплении в призабойной зоне
пластов твердых частиц асфальтенов и парафинов.
В аналитической методике есть мобильный расчет эффектив-
ности каждого в отдельности варианта разработки рассматривае-
мой нефтяной залежи, позволяющей рассчитать огромное множе-
ство возможных вариантов разработки, чтобы из этого огромного
множества выбрать один самый лучший рациональный вариант,
обеспечивающий получение максимальной экономической эф-
фективности.
При применении сеточных математических гидродинамиче-
ских моделей такой возможности рассмотрения нет и, значит,
вообще нет практической возможности поиска и выделения ра-
ционального варианта разработки нефтяной залежи с рациональ-
ной плотностью сетки скважин.
По нашему представлению, в благополучной ситуации при
достаточном количестве исходной информации проектирование
разработки рассматриваемой нефтяной залежи надо выполнять с
помощью аналитической методики проектирования и только по
выбранному рациональному варианту разработки создавать ма-
тематическую гидродинамическую модель с целью детализации и
уточнения процесса добычи нефти. Можно ещё построить две-
три математические гидродинамические модели разработки, что-
бы подчеркнуть преимущество выбранного рационального вари-
анта, например, показать, что по сравнению с рациональным
числом скважин не только уменьшение числа скважин уменьша-
ет экономическую эффективность, но и увеличение числа сква-
жин тоже уменьшает экономическую эффективность.
А в неблагополучной ситуации при недостатке исходной ин-
формации, конкретно, при недостаточном количестве гидродина-
мически исследованных скважин, расчёт разработки нефтяной
залежи проще и лучше выполнять по аналитической методике
проектирования, поскольку будет проще использовать аналогии с
другими давно разбуренными и разрабатываемыми нефтяными
залежами, прежде всего, учитывать, какие обычно бывают пара-
метры, отражающие различия жидкостей, неоднородности пла-
стов и несовершенство технологических процессов.
Применяемые сеточные математические модели разработки
нефтяных пластов - это унаследованная с давних времен идеоло-
271
гия однородных непрерывных проницаемых пластов. Только в
случае однородных непрерывных пластов нет проблемы с исход-
ной информацией: достаточно по одной исследованной разведоч-
ной скважине иметь геологическую и гидродинамическую харак-
теристику пластов, чтобы её распространить на всю нефтяную
площадь; достаточно иметь характеристику пластов по редкой
сетке разведочных скважин, чтобы эти характеристики распро-
странить на участки самих разведочных скважин. Несомненно,
это идеология однородного пласта или остатки этой идеологии. В
условиях зональной неоднородности пластов так делать нельзя,
потому что так в действительности не бывает. Поэтому крайне
важным является число исследованных скважин: чем больше ис-
следованных скважин, тем точнее известны пласты.
На начальном этапе проектирования разработки нефтяной за-
лежи, когда число гидродинамически исследованных разведоч-
ных скважин пи мало, относительная среднеквадратичная ошиб-
ка расчетного дебита нефти этой залежи определяется по фор-
муле
+Д = Ж.
Здесь Vn2 - квадрат коэффициента вариации - показатель зо-
нальной неоднородности нефтяных пластов по продуктивности.
Значения этого показателя обычно бывают в пределах от Vn2 = 0,5
до Vn2 = 1,5; здесь принимаем среднее значение Vn2 = 1,0. При
изменении числа гидродинамически исследованных скважин пи
изменяется среднеквадратичная ошибка ±Д, изменяется почти
максимальная ошибка (для 95,5 % всех скважин) ±2-А, изменяет-
ся понижающий коэффициент £ = 1-1,З-Д, обеспечивающий
90%-ную надежность проектной добычи нефти, когда только в 10
случаях из 100 фактическая добыча может оказаться меньше
проектной и, соответственно, не будет выполнен проект.
пи 4 7 9 16 25 36 49 64
±Д 0,5 0,378 0,333 0,25 0,20 0,167 0,143 0,125
±2-Д 1,0 0,756 0,667 0,5 0,4 0,333 0,286 0,25
Е, = 1-1,3 Д 0,35 0,509 0,567 0,675 0,74 0,783 0,814 0,838
1 V - — 4 2,857 1,966 1,765 1,481 1,351 1,277 1,228 1,194
272
Конкретно, при числе гидродинамически исследованных
скважин пи = 16 относительная среднеквадратичная ошибка рав-
на А = ±0,25 или 25 %; понижающий коэффициент равен £ =
= 0,675, снижающий расчетную добычу нефти в v = 1,481 =
= 1,5 раза; по каждой проектной добывающей скважине, конечно,
кроме давших информацию исследованных разведочных сква-
жин, средняя ошибка будет составлять ± 100 %.
Тогда возникает резонный вопрос: в чем смысл создаваемой
сеточной математической гидродинамической модели? Если ана-
литическая методика проектирования имеет вероятностный ха-
рактер, то у математической модели ещё хуже - она имеет мало-
вероятный характер; в отличие от аналитической методики, она
не может основываться на представительной выборке данных по
группе скважин; ей нужны достоверные данные по всем скважи-
нам, в том числе по тем, которые ещё только проектируют!
Однако, по мере разбуривания нефтяных залежей и проведе-
ния гидродинамических исследований всех пробуренных сква-
жин ценность математических гидродинамических моделей будет
неуклонно возрастать, поскольку необходимо будет оперативно
оптимизировать режимы работы большого числа работающих
взаимодействующих скважин.
В различных официально принятых регламентах указаны раз-
личные допустимые отклонения (ошибки) фактической добычи
нефти по сравнению с проектной добычей. Одни допустимые
отклонения больше, другие, по другому регламенту, вдвое мень-
ше; но ни те, ни другие не имеют научного обоснования, они ос-
новываются на практическом опыте и интуиции, в них явно
ощущается влияние модели однородного пласта. Реальные неф-
тяные пласты нередко обладают такой высокой зональной неод-
нородностью по продуктивности, что только по этой причине на
начальном этапе разработки нефтяных залежей отклонения фак-
тической добычи от проектной оказываются выше допустимых.
Правильнее было бы в самих проектах разработки нефтяных за-
лежей на основе предоставленной исходной информации о зо-
нальной неоднородности пластов или по аналогии рассчитывать
возможные отклонения от проектной добычи нефти.
Итак, подведем итоги.
Чрезмерное преувеличение роли детерминированных сеточ-
ных математических гидродинамических моделей разработки
нефтяных залежей вредно для разработки самих этих залежей,
особенно, на начальном этапе проектирования и осуществления
разработки, когда при проектировании было недостаточно исход-
ной информации, когда было мало гидродинамически исследо-
ванных пробуренных скважин.
273
Аналогичная ситуация с большими отклонениями (ошибками)
бывает на последующих более поздних этапах проектирования и
осуществления разработки нефтяных залежей, когда велико чис-
ло пробуренных скважин, но среди них мала доля гидродинами-
чески исследованных скважин (до 10 %), и в математические
модели вместо гидродинамически определенных значений про-
ницаемостей вносят геофизически и электрически определенные
значения проницаемостей, обладающие очень большими ошиб-
ками.
В таких ситуациях заведомо эффективнее применение анали-
тической методики проектирования.
Создатели детерминированных математических гидродинами-
ческих моделей нефтяных залежей сами создают модели, как бо-
ги, и не учитывают уже созданные природой устойчивые законы
и закономерности: устойчивые коэффициенты продуктивности,
устойчивый закон изменения (снижения) дебита нефти добы-
вающей скважины при стабильных условиях эксплуатации, ус-
тойчивый закон снижения дебита нефтяной залежи при фикси-
рованных условиях разработки и другие. Эти простые законы
возникли сами собой под действием множества факторов, про-
стота после больших усложнений, как, например, закон Ома для
силы тока с учетом электрического сопротивления и разности
напряжений.
Большая проблема проектирования и оптимизации разработ-
ки нефтяных залежей должна решаться такими средствами (ме-
тодами), которые уменьшают ошибки проектирования и увели-
чивают экономическую эффективность.
4.2. МАТЕМАТИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ РАЗРАБОТКИ
НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ ПРИ СТАЦИОНАРНОМ РЕЖИМЕ
ВНУТРИКОНТУРНОГО ЗАВОДНЕНИЯ
Эта математическая модель является частной (т.е. не является
универсальной), но такой частной, которая с большой пользой
применима по разрабатываемым нефтяным залежам средних,
крупных и крупнейших размеров, где господствующим является
внутриконтурное заводнение, которое довольно часто бывает рас-
средоточенным площадным или избирательным с размещением
всех или почти всех добывающих скважин на первых орбитах
вокруг нагнетательных скважин, а не многими линейными ряда-
ми между линейными рядами нагнетательных скважин; когда
основным является стационарный или почти стационарный (с
небольшими отклонениями) режим фильтрации.
274
Здесь эта математическая модель представляется потому, что
она с большой пользой применима на значительной части разра-
батываемых нефтяных залежей и может сразу выполнять роль их
.постоянно действующей адресной детерминированной математи-
ческой модели разработки, используемой для постоянного кон-
троля и оперативной оптимизации процесса разработки.
Общеизвестные универсальные детерминированные математи-
ческие модели разработки нефтяных месторождений имеют об-
щенаучную основу, пришли из вычислительной математики.
Сначала такие модели создали для решения дифференциальных
уравнений в ограниченных областях, затем в многосвязных об-
ластях с большим числом источников и стоков, в роли которых
могут быть нагнетательные и добывающие скважины. Важным
признаком этих моделей является то, что они сеточные. В прин-
ципе на этих моделях можно рассчитывать всё; только сетки
должны быть достаточно густыми! При моделировании площади,
эксплуатируемой одной скважиной, с одним слоем 1040 = 100
узлами, а с 10 слоями 100 10 = 1000 узлами, модель охватывает
99 % площади, 99 % объема слоев и только 30 % общего фильт-
рационного сопротивления. А при сгущении сетки математиче-
ской модели в 100 раз площадь, эксплуатируемая одной скважи-
ной, с 10 слоями будет иметь 1000 100 = 100000 узлов; тогда мо-
дель будет охватывать 99,99 % площади и объема слоев и менее
70 % общего фильтрационного сопротивления. Причем всё это,
если призабойные зоны слоев не засорены, а если засорены, то
модель вместо 30 % будет охватывать менее 15 %, а вместо 70 %
менее 35 % общего фильтрационного сопротивления, т.е. общеиз-
вестное широко применяемое моделирование имеет ошибку
50-100 % и более. Детальное моделирование требует детального
знания геологического строения нефтяных пластов. А такого
знания нет и, возможно, никогда не будет.
Познание нефтяных пластов имеет сходство с познанием ки-
бернетического черного ящика. По изменению сигналов, прохо-
дящих через черный ящик, судят о его внутреннем строении.
При этом лучше использовать интегральные показатели, напри-
мер, такие как коэффициенты продуктивности по скважинам, а в
скважинах по отдельным пластам и обособленным слоям.
Если общеизвестные детерминированные математические мо-
дели являются продуктом общенаучным и, прежде всего, вычис-
лительной математики, то наша детерминированная математиче-
ская модель в значительной мере продукт теории и практики
разработки нефтяных месторождений. Цель развития теории -
как можно ближе подойти к более полному математическому
представлению всех существенных черт практики, к ее эффек-
275
тивному адекватному представлению, - и на этой основе более
значительное и более точное совершенствование практики.
Явным признаком этого является особое большое внимание к
коэффициентам продуктивности добывающих скважин в началь-
ный безводный период и последующий период постепенного об-
воднения, к коэффициентам приемистости нагнетательных сква-
жин, к коэффициентам тех скважин, которые сначала были до-
бывающими, а затем стали нагнетательными.
Лучше всего в анализе предыдущего периода и в проектиро-
вании последующего периода разработки нефтяной залежи ис-
пользовать прямые нефтепромысловые данные; по этим данным
определять важнейшие параметры нефтяной залежи: средний
коэффициент продуктивности скважины в начальный безводный
период, зональную неоднородность по продуктивности, наблю-
даемую по скважинам; коэффициенты продуктивности по нефти
и по жидкости в период обводнения скважин; средний показа-
тель неравномерности вытеснения нефти и средний показатель
различия физических свойств нефти и вытесняющей воды, опре-
деляемые по обводненным скважинам; средний показатель соот-
ношения подвижностей вытесняющей воды и нефти в пластовых
условиях, определяемый по скважинам, которые сначала были
добывающими, а затем стали нагнетательными.
Итак, рассматриваемая нефтяная залежь является средней
или крупной и имеет неактивную законтурную водоносную об-
ласть, так что основным средством поддержания пластового дав-
ления является внутриконтурное рассредоточенное площадное
или избирательное заводнение. Такая система заводнения позво-
ляет участки залежи с пробуренными и исследованными проект-
ными скважинами вводить в разработку полными ячейками
(ячейка имеет центральную нагнетательную и окружающие до-
бывающие скважины), в них поддерживать начальное пластовое
давление и не оказывать влияние на соседние еще неразбуренные
участки залежи.
Такая система заводнения позволяет эффективно разрабаты-
вать залежь с малопродуктивными нефтяными пластами в виде
отдельных обособленных куполов, между которыми находится
водоносная область. Поскольку нефтяная залежь состоит из не-
скольких обособленных нефтяных участков, то ее границы, т.е.
границы ее нефтяных участков, оказываются недоразведанными;
поэтому разбуривание участков идет от известного к неизвестно-
му с доразведкой границ участков. Отдельные пробуренные
скважины, оказавшиеся за пределами нефтяных участков, будут
приконтурными нагнетательными.
Итак, будем рассматривать участок нефтяной площади, разбу-
276
геологическими, геофизическими и гидродинамическими метода-
ми. По участку определены геологические, подвижные и извле-
каемые запасы нефти. По всем скважинам определены эффек-
тивные проницаемые нефтяные толщины пластов и их коэффи-
циенты продуктивности по нефти.
Дебит г-й добывающей скважины <7, выражается через ее ко-
эффициент продуктивности ц, и депрессию - разность пластово-
го давления в пределах ячейки скважин Рпл и ее собственного
забойного давления Pci:
Qi ~ Hi ’( ^пл — Pci)>
дебит нефти т добывающих скважин, окружающих нагнетатель-
ную, равен
т тп т т
<к = = Ей, • (Рпп ~ Pci) = Рпп • Ен. -XPci • и, =
1=1 1=1 1=1 1=1
f m \ ‘-‘ci 'i m . .
Еп, ' --- = Еп,'(Pm Чс₽=тП'^-Pccp),
</=l )
где m v\ = ЕП/ и Pccp
Производительность нагнетательной скважины рассматривае-
мой ячейки выражается через ее коэффициент продуктивности
по нефти т|н, который был до начала нагнетания воды, коэффи-
циент различия подвижностей воды и нефти в пластовых усло-
виях щ и репрессию - разность ее забойного давления Рсн и пла-
стового давления Рпл
Qu Пн Рсн — Рпл)-
По условию равенства производительности нагнетательной
скважины общему дебиту окружающих добывающих скважин
получается при qa - qH =
Рсн 'Пн ' М-» -^пл ’ Л н 'И* ^ПЛ ‘ Е П1 Рс ср ‘ Е П1 >
формула пластового давления для ячейки скважин
277
^сн Пн " М* + ср ’ S П1
Р =-----------------!21— .
- 1 пл m
пн н* + Zn,
i=i
при проектировании разработки можно принять
£Пг = m -т| и Pci = Рс1 = ... = Рст=Рсср= Рс,
1=1
тогда формула пластового давления принимает вид
р _ -^сн ' Пн ' Р-* ~Ь 7^. • ffl • Г]
*пл ’
Пн • Н» + т • п
При этом формула общего дебита ячейки скважин получается
следующим образом:
- Ь-+= <?. f —+-L1=(Л. - Л,)+(Р„ - Л) = (Л» - р, );
Пн-Ц. m-П <ПнН* тх])
<7я
^сн Рс
1 1 ’
--------j------
Пн • и. т п
а формула удельного дебита на одну проектную скважину имеет
вид
_ Яя _ -^СН Рс . 1
у 1 +т * + * т и
Пн • М. т Т]
Далее выполним одну полезную операцию и придем к опре-
делению рациональной величины т - соотношения добывающих
и нагнетательных скважин.
Введем W - функцию продуктивности, показывающую долю
всех добывающих скважин в суммарной продуктивности, соот-
ветственно, (1-W) будет показывать долю нагнетательных сква-
жин в суммарной продуктивности. Ради простоты примем т|ср =
= 1, тогда
т • И + Пн = (! + т)' ПсР = 1 + т>
и (1-1У) = 32-;
1т-7п v ’ i+m
тогда формула дебита на одну проектную скважину принимает
следующий вид:
278
р _ р р — р
х сн -*с —х сн х с
1 + 772 1 4- 772 1 1 ’
Пн Н» + гс -П (l-W')m + w
Далее найдем максимальную точку, когда дебит на проектную
скважину достигает максимума, а функция продуктивности дос-
тигает рациональной величины
1 / 1 \ Л I 1 I ч Л
9 )->0,
(г) (0 / (0\
= Y- +(<7оу-^)-Цо>
На нефтяной площади, по проектной сетке разбуренной
большим числом добывающих и нагнетательных скважин, уже
нет обособленных ячеек скважин, а есть какая-то сцепка ячеек
скважин.
Если бы нефтяной пласт был бы зонально однородным, а
размещение добывающих и нагнетательных скважин было бы
правильным - равномерным и регулярным, например, по обра-
щенной 9-точечной схеме площадного заводнения, то разделение
добывающих скважин (их коэффициентов продуктивности, экс-
плуатируемых участков и подвижных запасов нефти) между на-
гнетательными скважинами было бы делом довольно простым.
Но нефтяной пласт обязательно зонально неоднородный по про-
дуктивности и по эффективной нефтяной толщине.
В случае применения обращенной 9-точечной схемы площад-
ного заводнения, когда нагнетательные среди добывающих рас-
положены правильно, регулярно (т.е. не избирательно, без учета
их начальных коэффициентов продуктивности по нефти и, соот-
ветственно, коэффициентов приемистости), то при равномерно-
сти расположения нагнетательных наблюдается их неравномер-
ность (неоднородность) по продуктивности и приемистости: есть
нагнетательные с низкой, средней и высокой продуктивностью
(приемистостью), причем разброс по скважинам значений про-
дуктивности хаотический. В этих условиях дележ по простому
правилу невозможен. Дележ добывающих скважин (их продук-
тивностей, их участков и подвижных запасов нефти) происходит
между нагнетательными скважинами в соответствии с их коэф-
фициентами продуктивности (приемистости), и, конечно, в соот-
ветствии с их забойными давлениями. Теперь ячейка скважин
279
представляет собой центральную нагнетательную скважину и те
целые или части окружающих добывающих скважин, которые
она обеспечивает закачкой воды.
С учетом этого для j-й ячейки скважин с j-й нагнетательной
будут:
• формула общего дебита ячейки скважин
Р-Р
п — сн; хс ср;
q 1 1
----------I-------
i=1
где среднее забойное давление т окружающих добывающих
скважин
ЕЛл • а&.
Р _ izt--------.
± С cpj m ’
Ел( А
доля j-й нагнетательной скважины в г-й добывающей скважине -
в ее продуктивности, площади участка и подвижных запасах
нефти
Р - Р
д _ пл/ * * а
п ’
7=1
п - число нагнетательных скважин, окружающих рассматривае-
мую добывающую, находящихся на первой орбите относительно
этой добывающей;
• формула пластового давления в пределах ячейки скважин
^CHJ ’ Ли/ ‘ Ц* Е -^аЛ/ ’ А^
р . -------------Щ--------•
* пл; т ’
Л„7 Н* + Е Л< Ду
г=Л
доля z-й добывающей скважины в j-й нагнетательной - в ее
приемистости, площади участка и подвижных запасах нефти
s Л1 А(у • — Р&)
°>7 ~ ~ ’
ЕЛ; ’ Ау • (Рпл;- - РС1)
1=1
подвижные запасы нефти, эксплуатируемые г-й добывающей
скважиной в пределах j-й ячейки, равны
280
где Sj и 5’ - площади участков j-й нагнетательной и i-й добы-
вающей скважин; hj и Л, - эффективные толщины эксплуатируе-
мого нефтяного пласта на этих участках; Qn - удельные подвиж-
ные запасы нефти в единице объема пласта; Qmy - подвижные
запасы нефти zj-ro элемента нефтяного пласта (нефтяной зале-
жи), по которому дебит нефти равен = т], -Ay(P^j-Pcd-
Итак, сначала добывающие скважины (их продуктивности,
участки и подвижные запасы нефти) делят между нагнетатель-
ными скважинами и образуют ячейки скважин, в центре которых
нагнетательные. Затем в пределах каждой ячейки делят нагнета-
тельную скважину (ее продуктивность, участок и подвижные за-
пасы нефти) между окружающими добывающими (целыми и
частями скважин), вошедшими в ячейку. Из двух долей - доли
добывающей скважины и доли нагнетательной скважины - обра-
зуют элемент нефтяной залежи (отдельного пласта или обособ-
ленного слоя). Таким путем весь рассматриваемый эксплуатаци-
онный объект (один или несколько совместно эксплуатируемых
нефтяных пластов) представляется множеством отдельных эле-
ментов (диполей), каждый из которых соединяет забой какой-то
j-й нагнетательной скважины с забоем какой-то i-й добывающей
скважины, имеет свои начальные подвижные запасы нефти Qny,
свой начальный максимальный (амплитудный) дебит нефти qy,
свой темп отбора подвижных запасов нефти 7,; = , свой пока-
затель результирующий неравномерности вытеснения нефти за-
качиваемой водой Цо ' S(^OIy и> соответственно, свой ко-
• /=1' ’
эффициент заводнения - доли отбора подвижных запасов нефти:
♦ за начальный безводный период
2Z ________1___.
зну' 1,2+ 4,2-^’
♦ за весь период
ZZ ________1_____.
зку 0,95-ь 0,25 • ’
♦ за период достижения расчетной обводненности Ау
281
и, соответственно, свои извлекаемые подвижные запасы нефти:
• за начальный безводный период
Qwij ~ Qmj ' ^зну ’
• за весь период
Ооку Qnij ’ ^зку ’
• за период достижения расчетной обводненности Ау
Qoij = Qnij
Показатель результирующей неравномерности вытеснения
нефти закачиваемой водь) в пределах ij-vo элемента залежи V2
зависит от геометрической неравномерности фильтрационного
потока V2. и от внутрипластовой (внутрислойной) неоднородно-
сти по проницаемости V, :
V9!+l = (V,2+l)-(^ + l);
V2 = v2 + V2 + И2 • V2
vij *1 т v гу ~ * 1 у гу ’
где У2} = | • + Ay ) ,а с учетом этого получается
v#2 = v,2+(v,2+i)-l-(as+A#)2.
Итак, рассматриваем разработку отдельного нефтяного пласта
или обособленного слоя. По этому пласту (или слою) у каждой
добывающей скважины имеется свой коэффициент продуктивно-
сти по нефти, своя эффективная нефтяная толщина и свое за-
бойное давление: г|г, /г, и Рсг; у каждой нагнетательной скважины
тоже имеется свой коэффициент продуктивности по нефти, соот-
ношение подвижностей воды и нефти (чтобы от коэффициента
продуктивности по нефти перейти к коэффициенту приемисто-
сти по воде), своя эффективная нефтяная толщина и свое забой-
ное давление: г|Н1, ц„ /гш- и Pcni. По этим величинам сначала про-
изводят дележ г-x добывающих скважин между j-ми нагнетатель-
ными скважинами, определяют доли Ду. Но для этого надо знать
пластовые давления по п соседним ячейкам скважин, окружаю-
щим 2-ю добывающую, РПЛ1, РПл/, РПлп- Однако сами эти пластовые
282
давления зависят от долей Дц, Ду, Д,„. Тогда принимается итера-
ционный путь расчетов: сначала, как для зонально однородного
пласта, задают доли Ду = - и определяют пластовые давления
t < t„ < tHl7 = (все другие необходимые для их расчета вели-
Qoij
чины уже были заданы), затем по этим пластовым давлениям РПЛ7
определяют доли Ду, затем по долям Ду снова определяют пла-
стовые давления Рпл/, так делают примерно 10 раз, до стабилиза-
ции величин долей Д,у и пластовых давлений Рцл;. Так осуществ-
ляют дележ добывающих скважин, выделение ячеек скважин и
затем выделение элементов залежи, по которым ведут расчеты
процесса разработки.
Далее представляем по годам разработки нефтяной залежи
расчет динамики добычи нефти, добычи жидкости и закачки вы-
тесняющей воды по всем элементам залежи, по добывающим
скважинам, по нагнетательным скважинам и в целом по залежи.
По у-му элементу залежи
• амплитудный дебит нефти qoij = q^,
• извлекаемые запасы нефти начального безводного периода
• возможные извлекаемые запасы нефти Qoki/
• во время начального безводного периода текущий дебит
нефти остается постоянным и равным амплитудному дебиту
нефти
при t < t. < tHij = -
t и t, в целых числах, taij - t» < 1; в последующее время t > t, + 1
текущий дебит нефти снижается и определяется по следующей
формуле:
Д?) -_______________________
] Ооку - Qoij ' I* — 0, 5 • 7оу
г-1 , .
Ооку — Qoij ‘t* ~ Qij >
• при этом весовой дебит жидкости равен
(г) (0 ( (0 \
QYnj =Qy + [Qoij-Qij J Фо
• и весовая закачка воды
283
(t) (0 , / (()\
q\{ = Y. '<4 +^oy ~Qlj J Фо,
где go - коэффициент различия физических свойств нефти и вы-
тесняющей воды; у, - соотношение плотностей вытесняющей во-
ды и нефти в пластовых условиях;
• у i-й добывающей скважины добыча нефти
J=l
• добыча жидкости
(t) 'г-i (t) / (t)
;=1 ?=1' '
• у j-й нагнетательной скважины закачка воды
<7? = Y. ' Е qf + Но • Е - qf )•
1=1 1=1 ' '
Выключение из работы i-й добывающей скважины может
быть задано по двум разным условиям:
по условию достижения предельной максимально допусти-
мой весовой обводненности Л2к
(t«)
д(с««) _ 1 _ Qi .4^“) < А < д(г*,+1)
Л2| ~ 1 (г>>) > Л21 S Л2к - >
4F2i
т.е. работа i-й добывающей скважины прекращается в конце t*,-ro
года и в (7*. + 1) она уже не работает;
по условию достижения предельного минимально допусти-
мого дебита нефти gmin
т.е. работа i-й добывающей скважины прекращается в конце Y,«-ro
года и не продолжается в (£.» + 1) году.
Выключение из работы j-й нагнетательной скважины проис-
ходит в £..,-м году, когда дебит жидкости по j-й ячейке скважин
становится равным нулю
t„. = t q^ = у. • Е qf + Цо • Е (<7оу - ) = °-
i=l i=l v ’
284
Суммированием по добывающим и нагнетательных скважи-
нам в целом по нефтяной залежи определяется динамика годо-
вой и накопленной добычи нефти и жидкости и закачки воды,
обводненности отбираемой жидкости, числа работающих добы-
вающих и нагнетательных скважин.
4.3. ПРОБЛЕМЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ
ЗОНАЛЬНО И ПОСЛОЙНО НЕОДНОРОДНЫХ
НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
В настоящее время в сознании многих специалистов-
нефтяников происходит постепенный переход от модели одно-
родного непрерывного нефтяного пласта к модели зонально
и послойно неоднородного по проницаемости и прерывистого
пласта, но происходит очень медленно и пока далеко от завер-
шения.
У однородного и непрерывного пласта есть только одно зна-
чения эффективной нефтяной толщины и только одно значение
проницаемости. Если вы знаете только одну скважину, то вы
знаете все будущие проектные скважины, которые еще не запро-
ектированы, не пробурены и гидродинамически не исследованы.
Модель однородного непрерывного пласта была совершенно не-
обходима для создания теории интерференции скважин, при ес-
тественном законтурном заводнении и многорядном расположе-
нии добывающих скважин для создания теории интерференции
рядов скважин. Теперь в большинстве случаев совершенно иная
теория интерференции, более простая и более универсальная, с
учетом индивидуальных коэффициентов продуктивности сква-
жин.
У неоднородного пласта есть среднее значение эффективной
нефтяной толщины и функция распределения всех значений,
которые хаотически разбросаны по зонам, все зоны принимаются
одинаковой формы с одинаковым линейным размером. Этот ли-
нейный размер d - шаг хаотической изменяемости является важ-
ным параметром зональной неоднородности. У неоднородного
пласта есть среднее значение проницаемости и функция распре-
деления всех значений, которые хаотически разбросаны по зонам,
которые уже упомянуты. Прерывистость задается долей зон не-
коллектора с нулевой проницаемостью и хаотическим разбросом
этих зон по нефтяной площади. Отметим, что одни и те же зоны
для значений толщины, проницаемости и нулевой проницаемо-
сти (неколлектора).
Во многих случаях лучше и удобнее иметь дело со значения-
285
ми интегрального параметра - коэффициента продуктивности,
который включает в себя эффективную нефтяную толщину, про-
ницаемость и вязкость нефти. Лучше не заниматься сначала де-
зинтеграцией - выделением толщины и проницаемости пласта и
вязкости нефти, а затем интеграцией - объединением толщины,
проницаемости и вязкости. Дезинтеграция и интеграция могут
внести заметные ошибки. А дебиты скважин все равно прямо
пропорциональны их коэффициентам продуктивности. Исполь-
зуя коэффициенты продуктивности можно гораздо проще и точ-
нее рассчитать дебиты скважин и систем скважин.
Применяемые в настоящее время математические технологи-
ческие модели разработки нефтяных залежей и месторождений
базируются на идеологии однородного непрерывного пласта.
Только в случае однородного или почти однородного пласта
(с крупными однородными участками) можно по данным редкой
сетки разведочных скважин с удовлетворительной точностью по-
строить математическую технологическую модель для проектной
сетки скважин с большим числом скважин, большинство из ко-
торых ещё не запроектированы, не пробурены и гидродинамиче-
ски не исследованы, как будто значительная зональная неодно-
родность по проницаемости наблюдается между крупными уча-
стками, а не между зонами дренирования соседних проектных
скважин.
В такой ситуации, кроме неминуемых больших случайных
ошибок, будут еще систематические ошибки, ведь наблюдается
фактический неучет зональной неоднородности!
На идеологии однородного непрерывного плата основано ис-
пользование фазовых проницаёмостей, определенных в лабора-
торных условиях при исследовании маленьких образцов керна,
при расчете процесса разработки крупных участков пластов» экс-
плуатируемых скважинами. Отметим, что на рассматриваемый
процесс работы скважин не влияет микронеоднородность породы
пластов, а влияет только макронеоднородность. И никто не дока-
зал подобие микронеоднородности и макронеоднородности, мик-
ропроцесса и макропроцесса; на динамику микропроцесса сильно
влияют капиллярные силы, а на динамику макропроцесса уже не
влияют.
На математических технологических моделях разработки в
принципе нельзя использовать аналогию. А расчет работы боль-
шого числа проектных скважин по данным небольшого числа
гидродинамически исследованных разведочных скважин - это
только аналогия.
На разбуренных и разрабатываемых нефтяных пластах с гус-
той сеткой скважин, бывает, выделяют редкую опорную сетку
286
контрольных скважин, как будто каждая такая контрольная
скважина может характеризовать работу многих окружающих
скважин. Делается так, чтобы экономить затраты на гидродина-
мические исследования всех скважин и судить обо всех скважи-
нах по немногим контрольным скважинам. Это - чистейшая ана-
логия, причем нередко довольно опасная.
Идеология однородного пласта особенно присуща тем специа-
листам, которые вообще не знают скважины по данным их гид-
родинамических исследований, кто не знает реальной высокой
неоднородности пластов.
Кто настаивает на применении только математических техно-
логических моделей при проектировании разработки нефтяных
залежей, тот просто-напросто не хочет учитывать реальную не-
однородность пластов и ее действительное отрицательное влия-
ние; тот не хочет искать и выделять из множества возможных
вариантов действительно рациональный вариант разработки и
уже на стадии проектирования приводит к потере части возмож-
ной экономической эффективности.
Пока еще не стало общим правилом: не только по всем сква-
жинам определять коэффициенты продуктивности, но, кроме то-
го, по представительной группе скважин устанавливать законо-
мерность снижения коэффициента продуктивности по нефти т|
при снижении забойного давления Рс ниже давления насыщения
р
1 нас-
При двух значениях забойного давления Р" < Р'е < Р„ас и, со-
ответственно, двух значениях коэффициента продуктивности по
нефти ц" < ц' < Цо можно определить показатель снижения про-
дуктивности по нефти
Те недропользователи, которые не проводят в необходимом
объеме гидродинамические исследования скважин, вредят, преж-
де всего, самим себе, создавая в той или иной мере состояния
хаоса и снижая фактическую производительность нефтяных пла-
стов и фактическую экономическую эффективность; но также
вредят недровладельцу, снижая нефтеотдачу пластов.
Пока еще не все специалисты понимают, что проницаемость -
это параметр процесса! Нет процесса и нет проницаемости. И в
зависимости от масштаба рассматриваемого процесса проницае-
мость будет разная! Нефтяные пласты обладают иерархией неод-
нородностей: микронеоднородностью, мезонеоднородностью и
287
макронеоднородностью. Бывают микропроцессы (по кернам),
мезопроцессы, макропроцессы (по скважинам). Микро-, мезо- и
макропроницаемости разные! Нельзя в расчетах макропроцесса
использовать микронеоднородность! Нельзя кривые фазовых
проницаемостей, установленные на кернах, т.е. для микронеодно-
родности, микропроницаемости и микропроцесса, переносить на
скважины, использовать в расчетах макропроцесса. Проницае-
мость должна соответствовать своему процессу. Поэтому для
расчета процесса эксплуатации скважин и разработки нефтяных
пластов надо использовать проницаемости по гидродинамиче-
ским исследованиям скважин, по их коэффициентам продуктив-
ности. Чтобы математические технологические модели обладали
несомненной незаменимой ценностью, они должны быть основа-
ны на значениях коэффициентов продуктивности.
В практику разработки нефтяных месторождений должны
войти скоростные промышленные эксперименты на участках с
сеткой скважин, сгущенной в 8-16 раз, чтобы используемые при
проектировании разработки параметры были их собственные,
определенные по работе их скважин, соответствующие макроне-
однородности пластов. Благодаря сильно сгущенным сеткам
скважин прекратятся споры о влиянии плотности сетки скважин
на нефтеотдачу пластов.
Взаимосвязанными оказываются объем гидродинамически ис-
следованных скважин и возможная ошибка расчета добычи неф-
ти. Эта ошибка обусловлена природной зональной неоднородно-
стью пластов и неустранима при самой высокой квалификации
проектировщиков. Дефицит информации ничем нельзя заменить.
По всем пробуренным скважинам должны быть проведены пол-
номасштабные гидродинамические исследования.
Довольно часто увеличение числа эксплуатационных объектов
и кратное-многократное увеличение капитальных затрат прямо
связано с нежеланием недропользователей проводить детальные
гидродинамические исследования скважин с определением деби-
тов нефти и воды отдельно по пластам. Хочешь-не хочешь, воз-
никает сравнение капитальных затрат на увеличение числа экс-
плуатационных объектов и на создание удовлетворительной сис-
темы контроля и гидродинамических исследований скважин. Ко-
нечно, капитальные затраты на увеличение числа эксплуатацион-
ных объектов в сотни, тысячи раз больше. Но пока со стороны
недропользователей нет инициативы по обоснованному умень-
шению этих капитальных затрат!
При гарантии обеспечения такого контроля и гидродинамиче-
ских исследований эксплуатационные объекты могли бы сос-
тоять из двух-трех и более пластов при условии увеличения
288
среднего дебита нефти проектной скважины за всё время разра-
ботки.
Далее обсудим порядок выбора сетки скважин: 1 - выбора гео-
метрии сетки скважин (квадратной, треугольной или какой-то
другой); 2 - схемы размещения и соотношения добывающих и
нагнетательных скважин (пятиточечная, обращенная девятито-
чечная или другая) и 3 - определение рациональной плотности
сетки скважин.
1. Выбор геометрии сетки скважин.
Почти всегда лучшими будут равномерные квадратные сетки
скважин. Потому что при такой геометрии сетки скважин лучше
всего сохраняется равномерность сетки. Ведь пласты зонально
неоднородны по нефтяной толщине и проницаемости, по площа-
ди распространения, состоят из куполов различных размеров, к
тому же купола бывают разъединены. Поэтому при осуществле-
нии запроектированной сетки скважин приходится ее изменять -
разрежать и сгущать, объединять и разъединять. При разреже-
нии-сгущении квадратной сетки вдвое она остается равномерной
квадратной! При разрежении-сгущении треугольной сетки вдвое
она становится неравномерной! Так, при применении треуголь-
ных сеток возникают искусственно созданные значительные по
величине неравномерности-неоднородности.
А чтобы из равномерных квадратных сеток скважин разных
эксплуатационных объектов в целом по месторождению не воз-
никала совершенно хаотическая общая сетка скважин, необходи-
мо, чтобы все сетки были из одного стандартного дихотомиче-
ского ряда квадратных сеток с плотностью в га/скв.: 1, 2, 4, 8, 16,
32, 64, 128 ...; в случае многопластового месторождения это дает
значительный практический эффект: скважины, оказавшиеся не-
нужными по своему объекту, хорошо вписываются в сетку сква-
жин другого объекта.
Тогда можно довольно просто осуществить объединение пла-
стов - объединение их сеток скважин и разъединение пластов -
разъединение сеток скважин.
2. Выбор схемы взаимного расположения и соотношения до-
бывающих и нагнетательных скважин.
Почти всегда при внутриконтурной закачке вытесняющего
агента минимум общего фильтрационного сопротивления бывает
при рассредоточенном размещении нагнетательных скважин -
при регулярном площадном или избирательном. Соотношение
добывающих и нагнетательных скважин, обеспечивающее мини-
мум фильтрационного сопротивления, прямо связано с соотно-
шением подвижностей вытесняющего агента и нефти ц, и с из-
бирательностью нагнетательных.
10—857
289
3. Выбор рациональной плотности сетки скважин - выбор ра-
ционального варианта разработки из всех возможных вариан-
тов - из огромного множества различных вариантов.
Критерий рациональности варианта разработки эксплуатаци-
онного объекта - достижение максимальной экономической эф-
фективности - максимального чистого дисконтированного дохо-
да для недропользователя.
Отметим, что критерий рациональности учитывает все суще-
ственные параметры и действующие факторы: геологические,
гидродинамические, технологические и экономические.
Именно по критерию рациональности осуществляют выбор:
- плотности сетки скважин;
- конструкции и долговечности скважин;
- предельной обводненности добывающих скважин, предель-
ной доли вытесняющего агента, если агент не только вода;
- других параметров, которые учитывает критерий рациональ-
ности.
Далее обсудим выделение коэффициента нефтеотдачи (неф-
теизвлечения), а также коэффициентов-сомножителей, образую-
щих этот коэффициент, и определение начальных извлекаемых
запасов нефти.
Отметим, что выделение основных взаимно независимых дей-
ствующих факторов и, соответственно, коэффициентов-сомножи-
телей выполняется как важная математическая операция с целью
ускорения поиска рационального варианта разработки эксплуа-
тационного объекта, с целью достижения максимальной эконо-
мической эффективности, с целью достижения максимальной
экономически эффективной нефтеотдачи пластов.
Следующая важная проблема - рассмотрение возможности
применения инновационных методов разработки нефтяных пла-
стов со значительным увеличением текущей добычи нефти и на-
чальных извлекаемых запасов нефти; и проектирование экспери-
ментальных участков по скоростной проверке эффективности
этих инновационных методов.
На уже разрабатываемых нефтяных месторождениях на по-
следующих этапах проектирования их дальнейшей разработки
совершенно необходимо выполнять анализ предыдущей разра-
ботки путем решения обратных задач проектирования. Если
прямая задача проектирования - по известным параметрам неф-
тяных пластов и заданной динамике бурения скважин и осуще-
ствления других мероприятий проектирование динамики добычи
нефти и жидкости, то обратная задача проектирования - по из-
вестной динамике добычи нефти и жидкости и известной дина-
мике бурения скважин и осуществления других мероприятий
290
определение действительных величин параметров пластов, преж-
де всего, введенных в разработку начальных извлекаемых запасов
нефти и жидкости, а также других основных параметров плас-
тов - фактической продуктивности, фактической неравномерно-
сти вытеснения нефти, фактического соотношения подвижностей
вытесняющего агента и нефти и др. Это необходимо, чтобы про-
ектирование дальнейшей разработки нефтяных месторождений и
их эксплуатационных объектов проводилось по их собственным
фактическим значениям параметров.
Следующая серьезная проблема состоит в осуществлении за-
проектированной рациональной разработки - системы и техно-
логии разработки: направление разбуривания от центра к пери-
ферии, от известного к неизвестному; оперативное использование
поступившей информации о геологическом строении нефтяных
пластов, оперативное осуществление различных видов избира-
тельности: конкретного направления разбуривания, разрежения и
сгущения сеток скважин, формирования ячеек скважин с цен-
тральными нагнетательными скважинами и другие.
Выбранный рациональный вариант разработки нефтяного ме-
сторождения и его эксплуатационных объектов с учетом факти-
ческих значений нефтяных толщин и коэффициентов продук-
тивности по скважинам целесообразно представить математиче-
ской технологической моделью.
В заключение необходимо отметить, что применение тех или
иных расчетных формул, аналитической методики проектирова-
ния разработки или математических технологических моделей
разработки не должно являться самоцелью, а должно быть эф-
фективным средством поиска рационального варианта разработ-
ки, достижения наиболее высокой экономической эффективности
и высокой экономически эффективной нефтеотдачи пластов.
Превыше всего качественная и экономически эффективная раз-
работка нефтяных месторождений.
4.4. НЕВЫПОЛНЕНИЕ ПРОЕКТА - СНИЖЕНИЕ
НЕФТЕОТДАЧИ
1. Проектный документ (технологическая схема разработки,
проект разработки, уточненный проект разработки, проект дораз-
работки и дополнения к ним) должен определять процесс разра-
ботки нефтяного месторождения в последующие годы.
Сначала обратим внимание на отклонения фактических годо-
вых отборов нефти от проектных годовых отборов, не связанные
с качеством проектирования и осуществления разработки нефтя-
10*
291
ных месторождений, а связанные с природой - с высокой зо-
нальной неоднородностью пластов по продуктивности, созданной
природой.
Зональную неоднородность по продуктивности количественно
характеризует квадрат коэффициента вариации
I 2\
h
V2=L_^_1,
n / \2
^Пср )
где г| - коэффициент продуктивности отдельной скважины;
ц =—- средний коэффициент продуктивности всех про-
с₽ <=1
ектных скважин; по - общее число проектных скважин; (г|2) =
' /ср
= —У(г|Л _ средний квадрат коэффициента продуктивности по
«о '
всем проектным скважинам.
Квадрат коэффициента вариации по коэффициентам продук-
тивности всех проектных скважин залежи или месторождения
обычно бывает в пределах от ^=0,5 до V^=l,5; здесь примем
равным V,2 = 1,0.
Далее покажем ошибку определения т|и ср - среднего коэффи-
циента продуктивности по гидродинамически исследованным
скважинам, число которых пп невелико, по сравнению с т]ср -
средним коэффициентом продуктивности по всем проектным
скважинам, число которых п0 достаточно велико:
Ии 1 2 4 8 16 32 64 128 256
д 1,00 0,707 0,5 0,354 0,250 0,177 0,125 0,088 0,063
з-д 3,00 2,121 1,5 1,61 0,750 0,530 0,375 0,265 0,188
1-1,з-д — 0,081 0,35 0,540 0,675 0,770 0,838 0,885 0,919
Здесь для различных значений пи - числа гидродинамически
исследованных скважин даны численные значения: А - средне-
квадратичной ошибки; З А - возможной максимальной ошибки;
(1—1,3-Д) - коэффициента снижения расчетной производительно-
292
сти для обеспечения 90%-ной надежности проектной производи-
тельности.
По представленным численным значениям видно, что при
числе исследованных скважин пи = 4 среднеквадратичная ошиб-
ка равна А = 50 %; при числе исследованных скважин пи = 32
среднеквадратичная ошибка равна А = 17,7 %, возможная макси-
мальная ошибка равна ЗА = 53 % и для обеспечения 100%-ной
надежности проектной производительности надо умножить на
(1-3-А) = 0,47, а для обеспечения 90%-ной надежности проектной
производительности расчетную производительность надо умно-
жить на (1-1,3-А) = 0,77.
По этим данным можно заключить, что при числе исследо-
ванных скважин меньше пи = 8 проектирование разработки неф-
тяного месторождения с 90%-ной надежностью невозможно; а
при числе исследованных скважин меньше пя = 32 проектирова-
ние разработки нефтяного месторождения со 100%-ной надежно-
стью невозможно; в том и другом случаях наблюдается слишком
большое снижение расчетной производительности. Поэтому при-
нято проектировать разработку месторождений с 90%-ной на-
дежностью, но для этого число гидродинамически исследованных
скважин должно быть равно пи = 8 и больше.
При увеличении числа исследованных скважин с пн - 8 до
пи = 16 проектная производительность по нефти рассматриваемо-
го объекта разработки в среднем может быть увеличена в
у||| = 1,25 раза, при увеличении числа исследованных скважин
с пи - 8 до пя = 32 увеличение проектной производительность по
нефти в среднем будет в
0,770
0,540
= 1,43 раза, а при увеличении чис-
ла исследованных скважин до пи = 64 увеличение проектной
производительности по нефти в среднем будет в у||| = 1,55 раза.
Как видно, возможные увеличения текущей проектной добы-
чи нефти столь значительны (в среднем в 1,25-1,55 раза), что
есть смысл по пробуренным скважинам торопиться проводить
гидродинамические исследования и определять их коэффициен-
ты продуктивности. При дополнительном исследовании около 50
скважин (увеличение от ин = 8 до пи = 64) проектная производи-
тельность по нефти может быть увеличена в 1,5 раза. Для этого
надо будет сделать Дополнение к технологической схеме разра-
ботки, представить и защитить его на Центральной комиссии по
разработке нефтяных месторождений. Пересчитаем полученные
293
результаты в экономическую эффективность: если первоначаль-
ная проектная добыча нефти 64 скважин составляет 0,01-64 =
= 0,64 млн т/год и будет увеличена в 1,55 раза до 0,99 млн т/год
или на 0,35 млн т/год и если дополнительный экономический
эффект от 1 т дополнительной добычи нефти 100 дол/т, то об-
щая годовая экономическая исследования 56 скважин, уточнения
и утверждения новых проектных годовых отборов нефти оказы-
вается равной 100-0,35 = 35 млн дол/год и в расчете на 1 иссле-
дованную скважину более 0,6 млн дол/год.
Надо отметить, что такое увеличение добычи нефти и, соот-
ветственно, такая значительная экономическая эффективность
исследования будут в среднем. По 10 % нефтяных месторожде-
нии никакого увеличения не будет, и фактическая добыча нефти
будет меньше проектной. И эта фактическая более низкая добы-
ча нефти будет утверждена как новая уточненная проектная. По
90 % нефтяных месторождений возможная фактическая добыча
нефти будет: либо равна проектной, либо существенно и значи-
тельно больше проектной. И эта возможная более высокая добы-
ча нефти будет утверждена как новая уточненная проектная.
После положительного примера приведем недостаточно поло-
жительный или отрицательный пример.
Разработка нефтяной залежи больших размеров была запро-
ектирована по данным гидродинамических исследований не-
большого числа скважин ии = 8. После начала разработки залежи,
бурения 256 скважин и гидродинамического исследования 64
скважин было сделано и защищено Дополнение к технологиче-
ской схеме разработки. По гидродинамически исследованным
скважинам была уточнена величина среднего коэффициента про-
дуктивности по нефти. В среднем происходит увеличение в
1,55 раза и, соответственно, увеличение годового отбора нефти в
1,55 раза 0,01-256-1,55 = 3,968 млн т/год, а надо было гидродина-
мически исследовать все 256 скважин и получить увеличение
среднего коэффициента продуктивности по нефти в среднем в
= 1,70185 = 1,70 раза и увеличение годового отбора нефти до
0,01-256-1,70 = 4,352 млн т/год, что больше на 0,384 млн т/год.
Таким образом был потерян прирост годового отбора
0,384 млн т/год и потеряна годовая экономическая эффектив-
ность 100-0,384 = 38,4 млн дол/год. Потеря годовой экономиче-
ской эффективности на каждую гидродинамически неисследо-
ванную скважину составила 38-~ =0,2 млн дол/год. Ясно, что
256 — 64
294
потеря годовой экономической эффективности на неисследован-
ную скважину 0,2 млн дол/год = 200 тыс. дол/год намного боль-
ше экономических затрат на ее гидродинамическое исследование.
2. Какие невыполнения проектного документа по разработке
нефтяного месторождения особенно сильно влияют на снижение
нефтеотдачи пластов?
Прежде всего, низкое качество бурения и освоения скважин.
• Конкретно, засорение нефтяных пластов и кратное в не-
сколько раз снижение продуктивности скважин по нефти.
Например, вместо годовой добычи нефти в 2 млн т получает-
ся добыча нефти в 1 млн т. Вдвое снижается эффективность ка-
питальных затрат в разработку месторождения. Но, кроме сред-
него снижения продуктивности по нефти, у части скважин часть
нефтяных пластов оказывается вообще не введенной в разработ-
ку. Связанные с этими скважинами и пластами начальные из-
влекаемые запасы нефти будут потеряны, если возможные поте-
ри не будут обнаружены и не будут проведены специальные ме-
роприятия.
• Конкретно, недостаточная долговечность скважин по причи-
не низкого качества их строительства (некачественного цемента-
жа) и нерационального применения 5-дюймовых обсадных экс-
плуатационных колонн труб вместо 6-дюймовых. В 5-дюймовых
колонах труднее проводить ремонтные работы и нельзя осущест-
влять капитальный ремонт путем спуска и цементирования
4-дюймовой колонны. При этом долговечность скважин вместо
возможной в 70-100 лет уменьшается до 20-30-40 лет.
При годовом темпе отбора извлекаемых запасов нефти 5 %
или 0,05 1/год и при отсутствии или невозможности дублирова-
ния аварийно выбывших скважин уменьшение долговечности
скважин с 70 лет до 30 лет приводит к уменьшению извлекаемых
запасов нефти во столько раз
1+-!_ 1+....1-
--LA = —0.05 30 = J 2963 = 1,30.
1 + —1 + —-—
Z-T^ 0,05-70
При более низком годовом темпе отбора извлекаемых запасов
нефти 2 % или 0,02 % 1/год извлекаемые запасы нефти умень-
шаются во столько раз
1 + —-—
—°’0^-^=1,5555 = 1,56.
1 + —-—
0,02-70
295
Получается, что уменьшение темпа отбора извлекаемых запа-
сов нефти в 2,5 раза с 5 % до 2 % в год приводит к дополнитель-
ному уменьшению извлекаемых запасов нефти в = раза.
• Конкретно, фактическое значительное хаотическое отклоне-
ние забоев скважин от их проектного местоположения.
Такого не должно быть, но фактически было и снова может
быть.
Приведем примеры.
При плотности сетки скважин 16 га/скв в одном случае от-
клонение 40 м, а в другом случае 100 м; в первом случае среднее
относительное отклонение Д=-^ = 0,10, а во втором случае
д = 122 = 0,25.
400
При этом появляется дополнительная неравномерность вы-
теснения нефти в среднюю добывающую скважину
V/ = 30 Д2'5,
в первом случае V/ = 30 • 0,12,5 = 0,095 и во втором случае
Уд2 = 30 - 0,252,5 = 0,938. В первом случае общая неравномерность
вытеснения возрастает с V2 = 0,667 до V2 = 0,825, а во втором
случае возрастает с V2 = 0,667 до V2 = 2,231. Коэффициент ис-
пользования подвижных запасов с Кэ = 0,800 в первом случае
уменьшается до К3 = 0,768 или в 1,04 раза, а во втором случае с
К3 = 0,800 до К3 = 0,580 или в 1,38 раза.
При потенциально возможных извлекаемых запасах нефти
10 млн т в первом случае извлекаемые запасы будут 9,613 млн т, а
во втором случае 7,246 млн т. Соответственно, из-за существен-
ного или значительного хаотического отклонения забоев скважин
дополнительные потери извлекаемых запасов нефти составляют
в первом случае 0,385 млн т и во втором случае 2,754 млн т.
При ценности 1 т нефти для недропользователя 100 дол. эко-
номические потери в первом случае составляют 100 0,385 =
= 38,5 млн дол. и во втором случае 100-2,754 = 275,4 млн дол.
К невыполнению проектов и снижению нефтеотдачи пластов
приводят грубые ошибки при осуществлении системы и техноло-
гии разработки нефтяных месторождений.
• Кто-то до сих пор считает, что некоторое снижение забойно-
го давления добывающих скважин ниже давления насыщения
нефти газом вполне допустимо и даже рационально, например,
296
снижение на 15-25 % ниже давления насыщения. Формально
они правы, потому что так было решено на всесоюзном совеща-
нии по разработке нефтяных месторождений в г. Уфе в 1958 г.
Совещание, принявшее такое решение, было, а совещания, отме-
нившего такое решение, до сих пор не было. Но правильность
или неправильность такого решения вполне возможно проверить
по скважинам каждого конкретного нефтяного месторождения,
тем более что все нефтяные месторождения разные в большей
или меньшей мере. На месторождениях обязательно должны
проводиться гидродинамические исследования скважин по мето-
ду установившихся отборов. По нескольким скважинам такие
гидродинамические исследования должны дополнительно вклю-
чать несколько точек с разными забойными давлениями ниже
давления насыщения, чтобы выявить фактическое снижение ко-
эффициентов продуктивности по нефти. Но при этом надо со-
блюдать одно важное условие: интервалы времени между точка-
ми индикаторной кривой должны быть достаточно большими
(больше недели, до месяца), чтобы успели установиться новые
значения коэффициентов продуктивности. Надо иметь в виду,
что время установления коэффициента продуктивности по нефти
существенно отличается и обычно значительно больше времени
установления (восстановления) давления. В большинстве случаев
снижение забойного давления ниже давления насыщения либо
малополезно, либо вредно и очень вредно. Например, такое сни-
жение давления малополезно по девонскому горизонту известно-
го Ромашкинского месторождения, где показатель снижения ко-
эффициент продуктивности по нефти на 1 ат снижения забойно-
го давления ниже давления насыщения равен 0,007 1/ат. Вредно
и очень вредно по Талинскому месторождению в Западной Си-
бири и месторождению Узень в Казахстане, где показатель сни-
жения в 4-5 раз выше, т.е. в 4-5 раз хуже, и равен 0,030 1/ат и
0,035 1/ат. Так, по Талинскому месторождению при снижении
забойного давления ниже давления насыщения на 100 ат коэф-
фициент продуктивности по нефти снижается в 20 раз. При этом
коэффициент продуктивности по воде не снижается! Как будто
вязкость нефти повысилась в 20 раз! Логика снижения нефтеот-
дачи пластов примерно такая: до снижения забойного давления
ниже давления насыщения депрессия была 50 ат, дебит нефти на
скважину 40 т/сут и дебит воды 10 т/сут; а после увеличения
депрессии с 50 ат до 150 ат на 100 ат ниже давления насыщения
дебит нефти уменьшается до = 6 т/сут, а дебит воды
297
увеличивается до 10-^ = 30 т/сут; без увеличения нефте-
*JV
отдачи обводненность возрастает с 2° • 100 % = 20 % до
40+10
30
’ 100 % = 83 % и уже близким оказывается завершение раз-
работки месторождения.
По Талинскому месторождению из-за снижения забойного
давления добывающих скважин намного ниже давления насыще-
ния катастрофически снизились дебиты нефти, и повысилась
обводненность, коэффициент нефтеотдачи снизился в 4 раза, а
начальные извлекаемые запасы нефти снизились примерно на
300 млн т.
По месторождению Узень из-за снижения забойного давления
добывающих скважин ниже давления насыщения примерно на
50 ат коэффициент нефтеотдачи снизился примерно в 1,5 раза, а
начальные извлекаемые запасы нефти снизились примерно на
150 млн т.
Процесс снижения забойного давления добывающих скважин
ниже давления насыщения происходит по-разному.
В одних случаях это связано с промедлением в организации
заводнения, с нежеланием добывающие скважины с хорошими
дебитами нефти превращать в нагнетательные и временно сни-
жать текущую добычу нефти. Но промедление с поддержанием
пластового давления приводит к его снижению. При заданной
производительности глубинных насосов, спущенных в добываю-
щие скважины, снижение пластового давления автоматически
приводит к снижению забойного давления, а при снижении по-
следнего ниже давления насыщения происходит снижение коэф-
фициента продуктивности по нефти. В этот период, пока не ор-
ганизовано заводнение и не повышено забойное давление добы-
вающих скважин выше давления насыщения, не следует прово-
дить мероприятия по повышению продуктивности скважин,
такие как: глубокая перфорация, гидроразрыв пластов и даже
бурить горизонтальные скважины; поскольку увеличение поверх-
ности фильтрации увеличивает степень засорения нефтяных пла-
стов и уничтожает ожидаемый положительный эффект.
В других случаях при осуществлении заводнения и поддер-
жания пластового давления с целью дополнительного увеличе-
ния дебита нефти применяют более производительные глубин-
ные насосы и специально снижают забойное давление добываю-
щих скважин ниже давления насыщения. Однако нередко вместо
увеличения дебита нефти получают его снижение. Но снижение
коэффициента продуктивности по нефти происходит не мгно-
298
венно, а за какое-то время. Поэтому сразу наблюдают ожидаемое
увеличение дебита нефти, но постепенно дебит снижается и ста-
новится меньше, чем был раньше до увеличения депрессии. А
после начала обводнения резко увеличивается обводненность.
В третьих случаях, когда минимальное забойное давление
фонтанирования скважины чистой нефтью очень низкое, напри-
мер, равное 30-50 ат, а пластовое давление 220-250 ат и давле-
ние насыщения равно 160-190 ат, и кажется, что без снижения
забойного давления ниже давления насыщения вообще невоз-
можно разрабатывать нефтяные пласты, но достаточно перестать
с помощью штуцера поддерживать высокое забойное давление на
уровне давления насыщения, как происходит его катастрофиче-
ское падение и вообще совершается катастрофа. Примерно так
было на Талинском месторождении. Наверное, никто не проек-
тировал катастрофически низкое забойное давление, намного
ниже давления насыщения, но оно самопроизвольно возникло.
Итак, бывают три типа случаев:
1 - промедление с заводнением и поддержанием пластового
давления;
2 - при заводнении применение в добывающих скважинах
глубинных наосов увеличенной производительности для сниже-
ния забойного давления ниже давления насыщения и увеличения
дебита нефти;
3 - когда минимальное забойное давление фонтанирования
чистой нефтью заметно и значительно ниже давления насыще-
ния.
Отметим, что низкое забойное давление фонтанирования бы-
вает при высоком начальном газосодержании нефти.
• По карбонатным пластам крайне низкой продуктивности
(по известной классификации - ультранизкой и гипернизкой
продуктивности), содержащим высоковязкую нефть (вязкость
которой в 50-100 раз выше вязкости воды), чрезмерно и неэф-
фективно применяли незапроектированные солянокислотные
обработки. В результате чего почти все нагнетательные скважи-
ны оказались негерметичными; закачиваемая в них в больших
объемах вода куда надо в нефтяные пласты почти не попадает и
почти вся уходит в соседние водяные пласты. Поэтому уже сто
лет известное и тысячу раз успешно примененное заводнение с
поддержанием пластового давления на этих карбонатных мало-
продуктивных нефтяных пластах не удалось осуществить; факти-
ческая нефтеотдача пластов будет в 2 с лишним раза ниже
официально утвержденной нефтеотдачи и в 4 с лишним раза
ниже потенциально возможной при применении принципиально
новой технологии, которая сложнее заводнения и неприменима,
299
если даже обычное давно известное заводнение не смогли
осуществить.
• При ошибочном выключении из работы добывающих сква-
жин, еще не достигших запроектированной предельной высокой
обводненности. Например, запроектированная предельная обвод-
ненность 95 %. Но определяемые по скважине текущие значения
обводненности сильно колеблются (из-за непредставительности
проб малого объема) и при действительной текущей обводненно-
сти 80 % наблюдаемые значения могут быть в пределах от 50 %
до 100 %; и в случае отдельной пробы с обводненностью 100 %
скважину выключают из работы. Таким образом делают по всем
добывающим скважинам. Вместо запроектированной предельной
обводненности 95 % оказывается фактическая предельная обвод-
ненность 80 %. При средней неравномерности вытеснения нефти
V2 = 0,667 и коэффициенте различия физических свойств нефти
и воды Цо = 3 фактическое снижение предельной обводненности
с 95 % до 80 % приводит к уменьшению нефтеотдачи пластов в
1,31 раза, например, с 48,6 % до 37,1 %.
• На нефтяной залежи (площади) были плохо организованы
текущие и капитальные ремонты скважин. Из-за этого резко
уменьшилась их средняя долговечность Тс и значительно сокра-
тились действительно разрабатываемые начальные извлекаемые
запасы нефти Qo».
По рассматриваемой нефтяной залежи (площади) подсчет на-
чальных извлекаемых (официально утвержденных) запасов неф-
ти Qo и определение максимального начального (амплитудного)
дебита нефти до были выполнены с удовлетворительной точно-
стью. Разработка осуществлялась при фиксированных условиях,
т.е. без изменения положения нагнетательных и добывающих
скважин и разности их забойных давлений. Начальный годовой
темп отбора от официально утвержденных извлекаемых запасов
нефти был I = -^ = 0,05 = — 1/год, а среднее время отбора нефти
Qo 20
У— = — = 20 год. В рассматриваемое время текущее состояние:
накопленный отбор в долях от официально утвержденных извле-
каемых запасов нефти ^ = 0,4 и текущий дебит нефти в долях
от максимального начального (амплитудного) — = 0,2. Действи-
<7о
тельно разрабатываемые извлекаемые запасы нефти Qo* и офи-
циально утвержденные Qo* связаны следующим уравнением:
300
Qo* _ Qo __ 0,4 _ л r _ 1_
Qo (1-0,2) ’ 2’
l у
т.е. действительно разрабатываемые извлекаемые запасы вдвое
меньше официально утвержденных, из-за плохого ремонта сква-
жин и без дублирования аварийно выбывших скважин теряется
50 % извлекаемых запасов нефти! Фактическая долговечность
скважин Тс определяется из следующего уравнения:
Qa = 1 . (1 \
Qo j I Qo I <7oJ’
<?o ‘ К
= 20-
0,4
1-0,2-0,4
= 20.
Таким образом, средняя долговечность скважин оказалась
равной 20 годам.
• По нефтяной залежи проводили форсированный отбор жид-
кости. По идее, по каждой добывающей скважине, чем больше
накопленный отбор жидкости, тем больше накопленный отбор
нефти, и в сумме по всем добывающим скважинам больше нако-
пленный отбор нефти и, значит, выше нефтеотдача пластов. Учи-
тывая известные трудности с точным определением обводненно-
сти по каждой отдельной скважине, решили этого не делать, а
текущие суммарные дебиты нефти и жидкости и текущую об-
водненность определять в целом по сборному резервуару, на ко-
торый работают скважины. Таким образом, все скважины, рабо-
тающие на один сборный резервуар, образовали одну укрупнен-
ную скважину. Однако неравномерность вытеснения нефти зака-
чиваемой водой в эту укрупненную скважину резко возросла,
поскольку к неравномерности вытеснения нефти в отдельную
добывающую скважину добавилась неоднородность между добы-
вающими скважинами по темпу отбора извлекаемых запасов
нефти. Показатель неравномерности вытеснения нефти в укруп-
ненную скважину возрос с г = 0,667 до V2 = 1,500, что привело
к уменьшению извлекаемых запасов нефти в 1,2 раза, например,
с 60 млн т до 50 млн т, а нефтеотдачи пластов с 51,8 % до 43,2 %
или на 8,6 %. Такова тяжелая плата за отказ от постоянного кон-
троля и управления индивидуально по каждой скважине. При
301
экономической эффективности 100 дол. за 1 т нефти для недро-
пользователя общая экономическая потеря составляет
100-10 = 1000 млн дол. = 1 млрд дол.
Потери извлекаемых запасов нефти 10 млн т и экономические
потери 1 млрд дол. явно говорят об их недопустимости и необ-
ходимости постоянного индивидуального контроля за работой
каждой скважины.
Выводы.
1. Точность расчета добычи нефти прямо связана с числом
гидродинамически исследованных скважин. Для обеспечения
90%-ной надежности проектной добычи нефти приходится резер-
вировать часть расчетной добычи нефти. Чем меньше гидроди-
намически исследованных скважин, тем больше резервирование
и тем меньше проектная добыча нефти. Из-за малого числа и
малой доли в общем числе пробуренных скважин гидродинами-
чески исследованных происходят колоссальные экономические
потери, во много раз превосходящие затраты на гидродинамиче-
ские исследования всех пробуренных скважин.
2. Из-за низкого качества бурения скважин: возможно значи-
тельное уменьшение их коэффициентов продуктивности и деби-
тов нефти, например, в 2 раза; возможно значительное уменьше-
ние долговечности скважин с 70-100 лет до 20-40 лет, что
уменьшит коэффициент нефтеотдачи и величину извлекаемых
запасов нефти в 1,3-1,5 раза; возможно значительное хаотическое
отклонение забоев скважин от их проектного местоположения,
что значительно увеличит неравномерность вытеснения нефти
закачиваемой водой, что может значительно уменьшить коэффи-
циент нефтеотдачи и извлекаемые запасы нефти в 1,04-1,38 раза.
3. При осуществлении запроектированной системы и техноло-
гии разработки нефтяных пластов возможно ошибочное забойное
давление добывающих скважин ниже давления насыщения нефти
газом. Это приводит к значительному снижению коэффициентов
продуктивности по нефти и дебитов нефти, значительному уве-
личению обводненности и в итоге к уменьшению нефтеотдачи
пластов и извлекаемых запасов нефти в 1,5-3 раза и более.
Снижение забойного давления добывающих скважин ниже
давления насыщения может быть целенаправленным за счет уве-
личения производительности глубинных насосов и самопроиз-
вольным при низком давлении фонтанирования.
Из-за неточности определения текущей обводненности и
преждевременного выключения добывающих скважин из работы
нефтеотдача и извлекаемые запасы нефти могут быть уменьшены
в 1,3 раза.
302
Из-за некачественного текущего и капитального ремонта
скважин может быть значительно уменьшена их долговечность
до 20 лет и меньше и, соответственно, в 1,5-2 раза уменьшены
нефтеотдача и извлекаемые запасы нефти.
При применении форсированного отбора жидкости при отказе
от контроля обводненности по каждой отдельной добывающей
скважине и осуществлении контроля обводненности в целом по
нефтесборным резервуарам уменьшение нефтеотдачи и извле-
каемых запасов нефти будет в 1,1-1,2 раза.
4.5. САМЫМИ ЭКОНОМИЧЕСКИ ЭФФЕКТИВНЫМИ
МЕРОПРИЯТИЯМИ ЯВЛЯЮТСЯ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ
ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН
К сожалению, многие инженеры-нефтяники, занятые разра-
боткой нефтяных месторождений, всерьез считают, что гидроди-
намические исследования скважин отнимают время у добычи
нефти и тем самым снижают добычу нефти. В соответствии с
такими своими предубеждениями они сокращают гидродинами-
ческие исследования. Но именно в результате гидродинамиче-
ских исследований определяют коэффициенты продуктивности
скважин и текущие значения пластового давления, определяют
действительное текущее состояние нефтяных пластов. Вполне
понятно, что, не зная действительного текущего состояния экс-
плуатируемых пластов, нельзя из них эффективно добывать
нефть.
Гидродинамически определенный коэффициент продуктивно-
сти скважины, можно сказать, самый главный и ничем незаме-
нимый параметр эксплуатируемых пластов.
Его нельзя рассчитать, используя геофизические электриче-
ские определения проницаемости пластов, поскольку эти опреде-
ления крайне неточны, содержат очень большие ошибки, сравни-
мые с действительными гидродинамическими значениями про-
ницаемости, так что вместо действительно высокой проницаемо-
сти может оказаться низкая, а вместо действительно низкой про-
ницаемости высокая.
Его нельзя рассчитать, используя значения проницаемости,
определенные по образцам керна, потому что совокупность ис-
следованных кернов может оказаться непредставительной; а если
даже совокупность оказывается представительной, то ее средняя
проницаемость будет в несколько раз выше средней гидродина-
мической проницаемости. Так, например, по известному нефтя-
ному месторождению Хасси-Мессауд в Алжире средняя прони-
303
цаемость по кернам по сравнению со средней гидродинамической
проницаемостью по одному продуктивному горизонту (уните)
оказалась выше в 6 раз (30 мД и 5 мД), а по другому продуктив-
ному горизонту (уните) - в 10 раз (50 мД и 5 мД).
Во время разведки на этом месторождении были идеально
пробурены и идеально гидродинамически исследованы 50 сква-
жин. В этих скважинах продуктивные горизонты были пробуре-
ны 8-дюймовыми алмазными коронками с полным выносом кер-
нов, которые были исследованы в лабораторных условиях, всего
было исследовано 10 тыс. образцов кернов с проницаемостью от
0,1 мД до 2000 мД. Неоднородность всей этой совокупности кер-
нов характеризовалась количественно квадратом коэффициента
вариации К2 = 30,0 и коэффициентом вариации или относи-
тельным среднеквадратичным отклонением V2 = 5,5.
Если известны достоверные гидродинамически определенные
значения коэффициентов продуктивности скважин, то даже при
отсутствии современной математической модели разработки ме-
сторождения можно оценить возможные дебиты каждой скважи-
ны, каждого эксплуатационного объекта и в целом всего место-
рождения. Для этого дополнительно надо знать значения началь-
ного пластового давления и давления насыщения нефти газом.
Например, средний коэффициент продуктивности скважины ра-
вен 1 т/(сут-ат); поддерживается начальное пластовое давление,
равное 200 ат, а забойное давление добывающих скважин будет
на уровне давления насыщения, которое равно 100 ат; значит,
дебит добывающей скважины равен
1 (200-100) = 100 т/сут.
При общем числе добывающих скважин 200 и числе дней ра-
боты скважины в году 330 их начальный максимальный (ампли-
тудный) годовой дебит нефти равен
100 200-300 = 6600000 т = 6,6 млн т.
Далее нужно установить необходимое для этого число нагне-
тательных скважин и давление нагнетания у них на устье и за-
бое.
Если по каждой скважине по каждому пласту и обособленно-
му слою есть значения коэффициента продуктивности, то можно
создать идеальную постоянно действующую модель разработки
месторождения, действительно позволяющую постоянно контро-
лировать и оптимизировать процесс добычи нефти, значительно
увеличивая текущую добычу нефти и конечную нефтеотдачу
пластов.
304
А если необходимые значения коэффициента продуктивности
отсутствуют по отдельным скважинам, то их нельзя заменить
средними значениями по соседним скважинам. При ныне приме-
няемых довольно редких сетках размещения скважин значения
коэффициента продуктивности по соседним скважинам являются
взаимно независимыми, случайными, как будто случайно ото-
бранными из совокупности значений; обычно различие значений
коэффициента продуктивности у соседних скважин бывает очень
большое, в среднем в 3 раза и более; различие между соседними
скважинами оказывается больше различия между соседними уча-
стками, содержащими десятки и сотни скважин.
Информацию о дебите нефти, обводненности, забойном и
пластовом давлениях, значении коэффициента продуктивности
надо получать по каждой работающей скважине, а не по редкой
сетке контрольных скважин. Те, кто предлагает контролировать
не все скважины, а выборочно только контрольные, которые рас-
положены по редкой сетке и составляют малую часть от общего
числа скважин, просто-напросто не знают о высокой природной
зональной неоднородности нефтяных пластов по продуктивно-
сти, проницаемости и эффективной толщине.
Что такое высокая неоднородность пластов по продуктивно-
сти?
Различие значений коэффициента продуктивности по сква-
жинам, эксплуатирующим одни и те же пласты, количественно
характеризуется квадратом коэффициента вариации V2 и обычно
бывает в пределах от V2 = 0,5 до V2 = 1,5 (при этом коэффици-
ент вариации - относительное среднеквадратичное отклонение от
единицы, т.е. от относительного среднего значения, бывает в пре-
делах от V = 0,707 до V = 1,225. Будем рассматривать случаи,
когда зональная неоднородность по продуктивности эксплуати-
руемых пластов равна V2 = 1,0. Все скважины разные: как сосед-
ние, так и значительно удаленные друг от друга. Поэтому, чтобы
определить среднее значение всех проектных скважин, стро-
го говоря, надо пробурить и исследовать все проектные сква-
жины.
Каждая скважина очень дорого стоит, например, стоит
1 млн дол.
Парадокс: чтобы точно определить общий дебит нефти и эко-
номическую эффективность всех проектных скважин, надо сна-
чала их пробурить и исследовать, т.е. сначала произвести очень
крупные капитальные затраты!
Поэтому к точному знанию среднего коэффициента продук-
тивности по нефти всех проектных скважин приближаются по-
степенно. Сначала было пробурено и исследовано пн разведоч-
305
них скважин; это было во время разведки, до начала проектиро-
вания.
Неоднородность всей совокупности скважин V2 принята рав-
ной V2 = 1. Неоднородность по совокупности одинаковых групп
2 V2
по пи скважин равна V =—, Среднее значение (коэффициента
продуктивности) по группе, состоящей из пи скважин, отличается
от среднего значения по всей совокупности скважин (которая,
предполагаем, достаточно велика) и относительное среднеквадра-
тичное отклонение равно V =^=. Соответственно, максималь-
" А
ное относительное отклонение среднего значения по отдельной
группе от среднего значения по всей совокупности обычно
A =±3V =±3-£=,
max " АГ
но если 1 - Амакс = 1 - 3 • < 0 , то тогда возможные максималь-
А
ные относительные отклонения будут в пределах
ОТ -1 ДО
+ 6-4=-i
I >/”и
Если отрицательное максимальное отклонение равно или
близко к - 1, то нет смысла в 100%-ной надежности: зачем нужна
100%-ная надежность среднего значения, которое равно или
близко к 0. Поэтому вместо 100%-ной надежности обычно при-
меняют 90%-ную надежность. Тогда известное по группе из пи
скважин среднее значение, ради обеспечения 90%-ной надежно-
сти, надо будет уменьшать умножением на
= 1 .
Аи
Если принять, что такое уменьшение, ради обеспечения на-
дежности, не может быть более, чем в 2 раза, т.е. £ не может
быть меньше 0,5, то тогда можно определить минимальное необ-
ходимое число исследованных скважин при 0,5< 1-1,3 -Х=,
А
о,5_ v - 1 -y i
1,3 АГ ' 6,76 пк
«Н>6,76-У2
306
V2 0,5 1,0 1,5
Пи 4 7 10
Итак, проектировщик разработки нефтяных пластов (эксплуа-
тационного объекта), ради обеспечения 90%-ной надежности за-
проектированной динамики добычи нефти, ввел понижающий
коэффициент который уменьшил известный по разведочным
скважинам коэффициент продуктивности по нефти и, соответст-
венно, уменьшил амплитудный дебит нефти.
В 10 % всех случаев фактическая добыча нефти оказывается
меньше проектной, а в 90 % всех случаев фактическая добыча
нефти может быть больше проектной. Возникает реальная воз-
можность при минимальных дополнительных экономических за-
тратах (грубо говоря, почти без дополнительных экономических
затрат) в 90 % всех случаев увеличить проектную добычу нефти
в среднем в
’ 1-1,3-4=
при = 0,5 в v = = 2,222 раза.
Фактическое возможное увеличение от 1 до 3 и более.
Для того чтобы осуществить необходимую корректировку
проектной добычи нефти, после бурения и исследования
скважин, которое существенно больше па - числа разведочных
скважин, надо уточнить фактическое среднее значение коэффи-
циента продуктивности по нефти, определить новый понижаю-
щий коэффициент £ и определить новую динамику добычи
нефти.
Пример.
При пя = 10 и V2 = 1,0 было = 1 -1,3 •= 0,5889 s 0,59, при
щ стало
711 50 100 200
£ 0,816 0,870 0,908
0,5889 1,385 1,475 1,542
Итак, в приведенном примере показано среднее увеличение
проектного дебита нефти из-за уменьшения резервирования рас-
307
четной производительности благодаря увеличению точности
(уменьшению неточности, ошибки) среднего коэффициента про-
дуктивности по нефти.
Увеличение дебита нефти может быть в среднем в 1,39-
1,54 раза. Конкретное увеличение будет другим, зависит от слу-
чая и будет в пределах от 1 (без увеличения) до 3 и более.
Пусть в рассматриваемом году проектная добыча нефти
должна была быть 1 млн т, а уточненная проектная добыча неф-
ти стала больше на 0,39-0,54 млн т. При эффективности 1 до-
полнительной т нефти 100 дол. годовой дополнительный эконо-
мический эффект составляет 39-54 млн дол. Это эффект от гид-
родинамических исследований пробуренных скважин, соответст-
венно, новых проектных расчетов добычи нефти, оформления
дополнительной записки к ранее утвержденному проектному до-
кументу и официального утверждения (на ЦКР) новой динамики
проектной добычи нефти.
При нынешней практике вполне возможна следующая пара-
доксальная ситуация: было пробурено 200 скважин, но гидроди-
намически исследовано только 50 и среднее увеличение нового
проектного годового дебита нефти не в 1,54 раза, а в 1,39 раза,
т.е. меньше на 0,15 млн т, соответственно, дополнительный годо-
вой экономический эффект меньше на 15 млн дол. Потери на
1 неисследованную скважину 0,1 млн дол. = 100 тыс. дол., что во
много раз больше затрат на ее гидродинамическое исследование.
Здесь пока была обсуждена проблема, как обосновать более
высокую проектную добычу нефти и какой благодаря этому бо-
лее высокий дополнительный экономический эффект будет по-
лучен. Очень часто экономический эффект будет столь велик,
что проблему надо будет рассматривать более детально. Все-таки
технологию, запроектированную в целом по эксплуатационному
объекту, надо будет осуществлять отдельно по каждой скважине.
Это выражается в задании по каждой скважине производитель-
ности глубинного насоса, чтобы забойное давление было на
уровне давления насыщения нефти газом. Это сделать довольно
просто, если известны: коэффициент продуктивности скважины
(эксплуатируемых ею нефтяных пластов) и пластовое давление.
А если не известны, то можно сделать постепенно, по шагам из-
меняя производительность глубинного насоса, тем самым при-
ближая забойное давление к уровню давления насыщения, но не
переходя этот уровень. Попутно на режимах установившихся
отборов можно определить (оценить) величину коэффициента
продуктивности.
Итак, предыдущее изложение в основном касается проектиро-
вания, т.е. учета при проектировании продуктивности нефтяных
308
пластов, резервирования ее части ради обеспечения 90%-ной на-
дежности проектной добычи нефти.
А теперь надо перейти к проблеме осуществления запроекти-
рованной разработки нефтяных пластов.
Для хорошего осуществления процесса разработки по каждой
добывающей скважине должен быть известен ее собственный
определенный гидродинамическим методом коэффициент про-
дуктивности по нефти, по каждой нагнетательной скважине дол-
жен быть известен ее коэффициент приемистости, тоже опреде-
ленный гидродинамически.
Обычно закачиваемая вода на нагнетательные скважины по-
дается с общей насосной станции, хотя лучше применять инди-
видуальные насосы с производительностью, соответствующей
коэффициенту приемистости нагнетательной и коэффициентам
продуктивности окружающих добывающих скважин.
Обычно в каждую добывающую спускают глубинный насос.
Если известен ее коэффициент продуктивности, известно, что ее
забойное давление должно быть на уровне давления насыщения,
то довольно просто определить и задать производительность глу-
бинного насоса.
А если не известен ее коэффициент продуктивности, то нель-
зя правильно установить забойное давление. Значения забойного
давления будут колебаться в предельно широком интервале от
нулевого уровня до уровня пластового.
Увеличение забойного давления до уровня пластового, всем
понятно, приводит к уменьшению депрессии и, значит, к умень-
шению дебита нефти.
Но снижение забойного давления ниже давления насыщения
депрессию увеличивает, однако снижает коэффициент продук-
тивности по нефти; а дебит нефти представляет собой произве-
дение коэффициента продуктивности и депрессии, пока увеличе-
ние депрессии больше снижения коэффициента продуктивности,
дебит нефти увеличивается, только все медленнее и медленнее; и,
когда увеличение депрессии станет меньше снижения коэффици-
ента продуктивности по нефти, будет снижение дебита нефти. А
снижение коэффициента продуктивности эквивалентно повыше-
нию вязкости нефти. При снижении коэффициента продуктивно-
сти по нефти коэффициент продуктивности по воде не снижает-
ся! Значит, резко увеличивается текущая обводненность. Увели-
чение обводненности без увеличения отбора запасов нефти при-
водит к уменьшению нефтеотдачи.
По аналогии с реальными давно разрабатываемыми нефтяны-
ми месторождениями принимаем, что по рассматриваемому экс-
плуатационному объекту совокупность относительных значений
309
забойного давления х = , (где Рс “ забойное давление; Рнас -
*нас
давление насыщения нефти газом) математически представляется
функцией гамма-распределения с квадратом коэффициента ва-
риации V2 = 0,1; Y(x) - доля значений х от 0 до х. Для расчетов
была использована таблица 3 раздела 1.5 [12].
При принятом среднем коэффициенте продуктивности сква-
жин по нефти т|ср = 1 т/(сут-ат), пластовом давлении Рпл = 200 ат
и давлении насыщения Рнас =100 ат, среднем забойном давлении
Рс = 100 ат, при показателе снижения коэффициента продуктив-
ности по нефти при снижении забойного давления ниже давле-
ния насыщения а = 0,02 1/ат
П = По при Рс < Рк„;
Я = Л • (Л, - Рс) = П» ' •(/>„-/?) =
= 1 100 • (2 - х) при Р, < Р„с;
х=1 . . х=2
<7ср =100- J (2-л:) е-2(1~х) • <УУ(х) + 100• f (2-х) dY(x),
х=0 , х=1
где dY(x) = y(x) dx-, =
расчеты показали, что вместо дебита нефти q = т|0 • (Рпл - Рс) =
= 1(200 -100) = 100 т/сут, средний дебит нефти получился рав-
ным <7ср=75 т/сут, т.е. меньше в = 1,33 раза.
Таким образом здесь было показано, что из-за явно недоста-
точного количества гидродинамически исследованных скважин
при проектировании разработки и затем при осуществлении раз-
работки нефтяных месторождений имеют место значительные
снижения текущей и суммарной добычи нефти, имеют место
значительные экономические потери, в десятки раз превосходя-
щие экономические затраты на гидродинамические исследования
скважин.
4.6. ВЛИЯНИЕ ОТКЛОНЕНИЯ ЗАБОЙНЫХ ДАВЛЕНИЙ
НА ДЕБИТ НЕФТИ
Если гидродинамическим путем по добывающим скважинам
не определены коэффициенты продуктивности, а по нагнетатель-
ным скважинам коэффициенты приемистости - если по каждой
скважине не известен ее собственный коэффициент продуктив-
ности или приемистости, то невозможно эффективно управлять
процессом разработки нефтяной площади, возникает явление
хаоса и это приводит к значительному снижению общего дебита
нефти.
Ведь по каждой добывающей скважине надо правильно задать
производительность глубинного насоса. Это сделать просто, если
известен ее коэффициент продуктивности, задано пластовое дав-
ление, например на уровне начального, и задано забойное давле-
ние на уровне давления насыщения нефти газом. Но если коэф-
фициент продуктивности не известен, то происходит гадание и
возникают отклонения от рациональной величины забойного
давления, равной давлению насыщения, в сторону завышения и в
сторону занижения. Отклонения в сторону завышения приводят
к занижению депрессии на нефтяные пласты, т.е. разности пла-
стового и забойного давлений, и, всем понятно, приводят к за-
нижению дебита нефти. А отклонения в сторону занижения за-
бойного давления приводят к его снижению ниже давления на-
сыщения, приводят к снижению коэффициента продуктивности
по нефти.
Дебит нефти зависит от этого коэффициента продуктивности
и депрессии. Пока снижение коэффициента продуктивности по
нефти меньше увеличения депрессии, дебит нефти увеличивает-
ся, хотя всё медленнее и медленнее; но как только снижение ко-
эффициента продуктивности по нефти станет больше увеличения
депрессии, дебит нефти будет снижаться. Очень важно понять,
что снижение коэффициента продуктивности по нефти эквива-
лентно повышению вязкости нефти, что при снижении коэффи-
циента продуктивности по нефти коэффициент продуктивности
по воде (если он уже возник) не снижается (!) и это, бывает,
приводит к резкому увеличению текущей обводненности. А такое
резкое увеличение обводненности без увеличения отбора запасов
нефти приводит к значительному или даже катастрофическому
снижению конечной нефтеотдачи пластов.
По рассматриваемой нефтяной площади нас, прежде всего,
интересует снижение дебита нефти - среднего дебита нефти до-
бывающей скважины.
Хаотический разброс значений забойного давления Рс по до-
311
бывающим скважинам может быть в пределах от 0 до величины
пластового давления Рпл; примем, что забойное давление Рс нахо-
дится в пределах от Р. до Р„, т.е. минимальное забойное давле-
ние может быть больше 0, а максимальное забойное давление
может быть меньше пластового давления Рпл.
Судя по фактическим данным по некоторым разрабатывае-
мым нефтяным месторождениям, можно принять, что распреде-
ление значений забойного давления Рс является известным рав-
номерным (прямоугольным) распределением с функцией распре-
деления
при p-ip^p-
которая показывает долю добывающих скважин с забойным дав-
лением Рс от Р. до Р*» и которая может быть в пределах от О
до 1.
При этом функция плотности распределения имеет вид
У(Л) = ^ = ^прйР.^^Р...
Формула дебита нефти добывающей скважины имеет вид
Я = п(Лл - Рс) >
где (Рпл - Рс) _ депрессия на эксплуатируемые нефтяные пласты;
г| - коэффициент продуктивности по нефти этих пластов.
Формула коэффициента продуктивности по нефти добываю-
щей скважины:
♦ при забойном давлении, равном или больше давления на-
сыщения Рс > РнаС)
п = По;
♦ при забойном давлении ниже давления насыщения Рс < Рнас
т|=ц0-е“а (Рнас~Рс),
где а - показатель снижения коэффициента продуктивности по
нефти на единицу снижения забойного давления Рс ниже давле-
ния насыщения
— = е'“'1 =1-а.
По
С учетом приведенных формул получаем формулу среднего
312
дебита нефти добывающей скважины на рассматриваемой неф-
тяной площади
Q= ] П -(Лл -рс)-у(Рс) dPc =
а
Р А*
- Г ч» ^~F‘> • №. - Л)• -А- • №+ / Ч» №.-£) Нр rfp. =
Аг*+ г* р *»* •*•
*нас
= 4< +<?>>
где
= — •(1-е’а(?н“'Л))--^-(а-^нас -1-е’“'(Рн‘с’Р,)-(а-Р. -1)) ;
Р,. Р. _ а ' ' а ' ' _
л — .(Р — Р М Р ?*" + ^нас I
Ч> р _ р X.1 *♦ ^нас/^пл 2 J’
По полученной формуле выполнили расчеты среднего дебита
нефти добывающей скважины для следующих условий:
По = 1> Рпл = 200, А = 0 и Р.. = 200;
поскольку распределение значений забойного давления Рс рав-
номерное, то среднее значение равно
р = + ?** = 0 + 200 _ Ю0
с 2 2
Были рассчитаны следующие случаи:
-^нас 50 100 150
а 0,01 0,02 0,03
Полученные результаты представлены в табл. 4.1.
Таблица 4.1
Значения q - среднего дебита нефти добывающей скважины
при различных значениях Рнас - давления насыщения и а -
показателя снижения коэффициента продуктивности по нефти
а = 0,01 а = 0,02 а = 0,03
Ркас = 50 90,3 83,3 78,1
Лас = ЮО 69,8 54,0 45,6
Р„ас =150 47,8 28,6 19,7
313
Если бы у добывающих скважин не было хаотических отклоне-
ний значения забойного давления, то средний дебит нефти одной
добывающей скважины при Рнас = 100 и Рнас = 150 был бы равен
? = Ч»-(Лл--Рс)=1'(200-100) = 100
т.е. был бы больше в 1,1-5,1 раза.
На рассматриваемой нефтяной площади при среднем дебите
нефти добывающей скважины 54,0 общий годовой отбор нефти
составляет 1 млн т. При увеличении среднего дебита с 54,0 до
100 общий годовой отбор нефти составил бы 1-^-^- =
= 1,852 млн т. При эффективности для недропользователя 1 т
дополнительной нефти 100 дол. дополнительный экономический
эффект составил бы 100-0,852 = 85,2 млн дол. Можно подыто-
жить: такой колоссальный экономический эффект был бы при
исследовании гидродинамическим методом, регулярном контроле
и оптимизации режимов работы всех скважин. Наверное, понят-
но, что такой колоссальный экономический эффект во много-
много раз больше дополнительных экономических затрат на прове-
дение гидродинамических исследований всех работающих сква-
жин и осуществление всех других необходимых мероприятий.
После этого приведем пример по конкретному нефтяному ме-
сторождению - крупнейшему и сложнейшему месторождению
Узень, расположенному в Казахстане на Мангышлаке на восточ-
ном берегу Каспийского моря.
У этого месторождения начальные геологические запасы неф-
ти составляли около 1100 млн т, утвержденные начальные запа-
сы нефти составляли 450 млн т. По XIII и XIV горизонтам, ко-
торые на месторождении являются основными, пластовое давле-
ние около 110 ат, давление насыщения около 90 ат, показатель
снижения коэффициента продуктивности по нефти равен а =
= 0,035 1/ат. Фактическое распределение значений забойного
давления добывающих скважин равномерное в пределах от Р* =
= 30 ат до Р„ = 90 ат. Надо отметить, что на этом месторождении
было меньше хаоса: забойное давление изменялось (увеличива-
лось) до давления насыщения, а не до пластового давления Рпл =
- 110 ат, и не снижалось ниже Р. = 30 ат до нулевого давления.
При коэффициенте продуктивности по нефти т]0 = 5 т/(сут ат)
при гидродинамическом исследовании всех скважин, при эффек-
тивном контроле и управлении работой скважин дебит нефти
одной добывающей скважины равен
Ч = Ч0-( Л, - рт) = 1(110 - 90) = 100 т/сут.
314
При существующих условиях фактический дебит нефти до-
бывающей скважины равен q = g<, потому что (Р., + Рнас) = 0 и
q> = 0;
(a-P.-l))
5 110
90-30 [0,035
-0,035(90-30)
1-е
-1—./0,035-90-1-е
0,0352 \
-0,035(90-30) .(о,035-30-1)) =84 т/сут.
Таким образом, дебит нефти снижен в = 1,191 = 1,2 раза, а
о4
коэффициент продуктивности по нефти снижен в
100 110—--(90-4-30)
— = 2,977 = 3 раза; значит, соотношение дебитов
нефти и воды искусственно увеличено в 3 раза. С учетом этого
извлекаемые запасы нефти были уменьшены примерно в 1,1 раза.
Более значительное снижение начальных извлекаемых запасов
нефти было связано с ограниченной долговечностью скважин, их
хаотическим выбытием и хаотическим разрежением сетки сква-
жин. Вместе с аварийно выбывшими скважинами из разработки
выпадали их еще неотобранные извлекаемые запасы нефти. По-
этому в течение многих лет в разработке находились начальные
извлекаемые запасы нефти в количестве 300 млн т вместо ут-
вержденных 450 млн т.
Вывод.
По всем работающим добывающим скважинам необходимо
постоянно контролировать дебит жидкости и обводненность,
чтобы точно знать дебит нефти; необходимо регулярно (не менее
1 раза в год) проводить гидродинамические исследования сква-
жин и определять их текущие коэффициенты продуктивности по
нефти и воде, чтобы иметь возможность оптимизировать режимы
работы скважин. Это позволит в 1,2-1,5 раза увеличить текущие
отборы нефти и значительно увеличить извлекаемые запасы
нефти.
4.7. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ МЕРОПРИЯТИЙ
ПО УВЕЛИЧЕНИЮ ДЕБИТОВ СКВАЖИН
В конечном счете, эффективность инновационных мероприя-
тий при разработке нефтяных месторождений выражается в уве-
личении добычи нефти и экономической эффективности. Для
определения эффективности необходима достоверная информа-
ция о работе всех скважин и особенно экспериментальных; нуж-
ны данные не только о дебитах жидкости и нефти, но и о забой-
ных давлениях. Достоверное определение эффективности откры-
вает широкий путь применения эффективных мероприятий и
закрывает путь применения неэффективных.
1. О возможной эффективности обработки призабойной зо-
ны нефтяных пластов путем щелевой резки (ЩРП).
По фактическим данным применения щелевой резки пластов
(ЩРП) по 57 добывающим нефтяным скважинам дебит нефти в
среднем увеличился в 3,8 раза и по 21 нагнетательной скважине
закачка воды в среднем увеличилась в 4,8 раза.
Возникает вопрос: такие эффекты могут быть? такие эффекты
будут постоянно?
Полученные значительные положительные эффекты могут
иметь следующее объяснение:
- во-первых, в призабойной зоне нефтяных пластов радиусом
около 1 м, даже при отсутствии засорения и снижения природ-
ной продуктивности, обычно содержится около 1 /3 общего
фильтрационного сопротивления всей зоны скважины (и соот-
ветственно, всех скважин), и устранение с помощью щели глуби-
ной 1 м этой части фильтрационного сопротивления увеличивает
коэффициент продуктивности скважины в —= 1,5 раза, а при
1--
3
условии постоянства депрессии на нефтяные пласты увеличивает
дебит нефти и закачку воды в 1,5 раза;
- во-вторых, эта призабойная зона пластов часто бывает засо-
рена (во время бурения, эксплуатации и текущих подземных ре-
монтов скважин) и проницаемость в пределах этой зоны снижена
в 2-10 раз, природный коэффициент продуктивности скважины
снижен, соответственно, в
+ = 1,333 раза ... 1 • ю) = 4
\3 3 / н (3 3/
раза; а при осуществлении ЩРП этот же коэффициент продук-
2 1 2 1
-+—•2 -+--10
тивности будет увеличен в 3 3 _ 2 раза ... 3 3*— = 6 раз.
316
Таким образом, все, что наблюдали по 57 добывающим сква-
жинам и 21 нагнетательной скважине, вполне могло быть, не вы-
зывает сомнения.
Но бывают ситуации, когда, судя по геофизическим каротаж-
кам, скважины, несомненно, вскрыли нефтяные пласты, но не
дают дебита нефти, имеют нулевые коэффициенты продуктивно-
сти по нефти; наверное, нефтяные пласты были сильно засорены,
перфорация не преодолела кольцевую зону засорения и не вклю-
чила нефтяные пласты в работу. Щелевая резка пластов должна
преодолеть кольцевую зону полного засорения и включить сква-
жины в работу.
Оценить возможный эффект ЩРП можно по аналогии. По
скважинам, не давшим дебит нефти, надо по геофизическим ка-
ротажкам определить эффективную нефтяную толщину пластов;
по соседним скважинам, давшим дебит нефти, надо определить
этот дебит нефти и по геофизическим каротажкам определить
эффективную нефтяную толщину, а затем, используя аналогию
по нефтяным толщинам, оценить возможный дебит нефти сква-
жин, не давших дебита. Таким путем установленный дебит нефти
надо будет за счет ЩРП дополнительно увеличить, минимум в
1,5 раза, в среднем в 3 раза.
По скважинам, давшим дебит нефти, этот дебит дополнитель-
но будет увеличен: минимум в 1,5 раза, в среднем в 3-5 раз.
Для более точного определения возможного увеличения деби-
та нефти по рассматриваемой скважине после проведения ЩРП
обязательно необходимы следующие фактические данные: Рнас -
давление насыщения нефти газом: Рс фон - минимальное забойное
давление фонтанирования скважины (возможность самопроиз-
вольного снижения забойного давления скважины ниже давле-
ния насыщения); Рс и q - фактические забойные давления и де-
биты нефти до проведения ЩРП и после проведения ЩРП.
Также желательны гидродинамически определенные значения
г| - коэффициента продуктивности.
Специальное гидродинамическое исследование скважины по
методу восстановления давления (или уровня) может позволить
определить фактическую величину снижения природной продук-
тивности; делается это на основе контраста: при низком коэффи-
циенте продуктивности наблюдается высокий темп восстановле-
ния давления (уровня), как будто коэффициент продуктивности
высокий; первый из них фактический низкий, а второй тоже
фактический, но за вычетом засорения призабойной зоны; и ста-
новится понятно, во сколько раз первый коэффициент продук-
тивности ниже второго.
При вырезании щели глубиной около 1 м в эксплуатируемых
317
нефтяных пластах (обязательно во всех их обособленных нефтя-
ных слоях, разделенных непроницаемыми прослоями), несомнен-
но, будет получен очень большой дополнительный технологиче-
ский и экономический эффект, несравнимо большой по сравне-
нию с производимыми экономическими затратами. ЩРП, вы-
полненная по всем добывающим и нагнетательным скважинам,
увеличит общий текущий дебит нефти по месторождению более,
чем в 1,5 раза, без увеличения общего числа скважин и капи-
тальных затрат в 1,5 раза!
При последующей качественной эксплуатации скважин (при
постоянном удовлетворительном по точности контроле за рабо-
той каждой скважины, за их дебитом и закачкой, за их забойным
давлением, чтобы забойное давление нагнетательных скважин
было максимальным, но ниже давления гидроразрыва, а забойное
давление добывающих скважин минимальным, но выше давления
насыщения) их коэффициенты продуктивности по нефти и их
дебиты нефти должны оставаться неизменными или закономерно
изменяться в связи с исчерпанием извлекаемых запасов нефти.
При этом будет оставаться стабильным эффект применения
ЩРП.
Еще одно очень важное соображение: надо уметь ориентиро-
вать ЩРП вдоль рядов добывающих скважин (линейных, круго-
вых, квадратных или других), чтобы направление ЩРП не было
со стороны нагнетательных скважин навстречу добывающим, а со
стороны добывающих навстречу нагнетательным. Тогда будет
эффективно соединить ЩРП с большеобъемными ГРП (гидрав-
лическими разрывами пластов). Сначала будет применяться
ЩРП, которая создает щели, ориентированные вдоль рядов
скважин, а затем в тех же скважинах будут применяться ГРП,
которые примерно примут направление ЩРП, создавая трещины
длиной 100 м ... 200 м.
В реальных условиях по большинству реальных нефтяных
пластов, сильно расчлененным, состоящих из нескольких или
многих проницаемых нефтяных слоев и разделяющих непрони-
цаемых прослоев, фактически и теоретически обнаружено значи-
тельное преимущество большеобъемных ГРП по сравнению с ГС
(горизонтальными скважинами) по дебиту. У ГРП есть только
один крупный недостаток - расположение трещин является хао-
тическим, и в отдельных случаях трещины от нагнетательных
скважин идут навстречу добывающим, а от добывающих идут
навстречу нагнетательным, резко увеличивая геометрическую
неравномерность вытеснения нефти закачиваемой водой в добы-
вающие скважины, существенно уменьшая конечную нефтеотда-
чу пластов. Опережающее строго ориентированное применение
318
ЩРП позволит устранить отмеченный недостаток большеобъем-
ных ГРП.
Если пока по планируемым трем конкретным скважинам не-
достает исходной информации для уверенного определения фак-
тической величины снижения природной продуктивности нефтя-
ных пластов, то можно уверенно утверждать, что увеличение об-
щего дебита нефти в 2 раза будет обязательно, а это уже будет
эффективно для заказчика-недропользователя и фирмы-испол-
нителя, а полную оплату работ фирма-исполнитель получит за
фактическое увеличение дебита нефти (например, в 4 раза и бо-
лее).
Но для обоснованного определения фактической эффективно-
сти ЩРП надо до проведения и после проведения этого меро-
приятия знать фактические значения забойного давления, дебита
жидкости, обводненности и дебита нефти. Обязательно надо
знать давление насыщения нефти газом.
2. Учет интерференции скважин при определении эффектив-
ности мероприятий по увеличению дебитов.
Когда речь идет об интерференции скважин, обычно имеют в
виду наложение влияний скважин, их взаимовлияние, возникно-
вение явления тесноты при увеличении числа скважин, когда
скважины в определенной мере мешают друг другу. По этой
причине высокая эффективность мероприятий, наблюдаемая по
отдельным скважинам, может не повториться по группам совме-
стно работающих скважин.
Исследование влияния интерференции скважин будем прово-
дить с помощью наших очень простых и ясных формул, предель-
но универсальных и довольно точных, учитывающих все сущест-
венные черты реальных процессов и реальных объектов.
Первая из этих формул показывает дебит ячейки скважин из
одной нагнетательной и нескольких окружающих добывающих
Р - Р
_ сн с СР
7я J Г"’
---------—
1 т
где ЕЛп,;
Ел,
i=l
вторая формула показывает пластовое давление в пределах ячей-
ки скважин на стыке зон нагнетательной и окружающих добы-
вающих
319
Дн ' Ли ’ М» + /L ^ci ' Л;
Р = ----------.
пл т
л„ и* +Ел/
i=i
В этих двух формулах: Рсн - забойное давление нагнетатель-
ной скважины; г|н - её коэффициент продуктивности по нефти;
т|н-ц» - ее коэффициент приемистости по воде; ц. - соотношение
подвижностей вытесняющей воды и вытесняемой нефти в пла-
стовых условиях; Рс ср - среднее (средневзвешенное по коэффи-
циентам продуктивности) забойное давление добывающих сква-
жин; Pd - забойное давление г-й добывающей скважины; г|г- - ее
коэффициент продуктивности по нефти; т - число окружающих
добывающих скважин.
Эти формулы нами были получены около 1970 г., сначала и:
эталонных точных формул М. Маскета для дебитов скважин раз-
личных регулярных схем площадного заводнения (5-точечной
прямой и обращенной 7-точечной, прямой и обращенной 9-то-
чечной, линейной) в случае однородного пласта и однородных,
но разноцветных пластовых жидкостей.
Формула дебита ячейки скважин получилась именно такой,
как была представлена здесь; но только все коэффициенты про-
дуктивности были одинаковыми т|н = Л1 = П» = Пт, и соотношение
подвижностей воды и нефти было ц» = 1, забойное давление у
добывающих скважин было одинаковым, равным Рс, а число до-
бывающих скважин на одну нагнетательную было равно 1,
2, и 3.
Затем та же самая формула дебита ячейки скважин была по-
лучена совершенно другим очень простым путем, учитывая элек-
трогидродинамическую аналогию (ЭГДА), используя известные в
промысловой практике формулы:
- для закачки в нагнетательную скважину
Ян ~ Пн 'И* '(Рсн — ^пл ) ’
- для дебита г-й добывающей скважины
<71 = П1(Лл -Pei)
- и для дебита т добывающих скважин, окружающих нагнета-
тельную и получающих закачку от нее
тт т т
^=Z<7i=Znr(P™ - Pei)=PnA>i-t/\i " Pci~
1=1 i=l 1=1 1=1
320
т т ш
-^cp)-Zn,.
1=1 1=1 1=1
Далее выделим депрессию (Рал - Рс ср) и репрессию (Рсн - Рал)
/=1
Если по объему в пластовых условиях закачка в нагнетатель-
ную скважину равна отбору из окружающих добывающих
Л„ -Р. ‘(Рен - Лл ) = Е Л, -(Рпл - Рс ср )»
1-1
то отсюда получается формула пластового давления
т
•^сп ’ Ли ’ М* + -^с ср ’ Е Л/
) _ 1=1
пл т
Пн М* +ЕЛ1
1=1
если при этом просуммируем репрессию (Рсн - Рпл) и депрессию
(Рпл - Рс ср)
Лг+^-= ~р^+ ЖЖ.-р^)'
Чн Н* \д
/, Л/
1=1
Пн Ж
1
т
Ел,
то получается формула дебита ячейки скважин
Р - Р
_ сн 1 с ср
Чя~ 1
Пн • Ц. + V
Ел/
1=1
Если у всех добывающих скважин одинаковое забойное дав-
ление Рс, то дебит i-й добывающей равен
11 — 857
321
Далее перейдем к конкретным примерам проведения меро-
приятий по интенсификации добычи нефти по отдельной ячейке
скважин на участке нефтяной залежи со следующими парамет-
рами:
- коэффициент продуктивности нагнетательной скважины
П„ = 3 т/(сут-ат);
- коэффициент продуктивности пяти окружающих добываю-
щих скважин: 1, 2, 3, 4 и 5 т/(сут-ат);
- соотношение подвижностей вытесняющего агента (вытес-
няющей воды) и нефти в пластовых условиях ц. равно 1 (как на
многих месторождениях Западной Сибири) и 5;
- забойное давление нагнетательной скважины Рся = 300 ат,
которое заведомо ниже давления гидроразрыва пластов PipiI;
- забойное давление добывающих скважин равно Рс = 100 ат;
оно заведомо выше давления насыщения Рнас;
- минимальное забойное давление фонтанирования скважины
Лтфон выше давления насыщения Рнас, и поэтому невозможно са-
мопроизвольное снижение забойного давления ниже давления
насыщения с одновременным снижением коэффициента продук-
тивности по нефти.
Дебит нефти ячейки скважин до проведения мероприятия по
интенсификации добычи нефти определяется по формуле
Р - Р
п сн С ср .
~ 1 1 ’
-----.-1----
Пн-Ц.
1=1
. 300-100 200 ,
при ц. = 1 <7Я = --------т----= J—г = 500 т/сут,
ЗЛ + 1+2+3+4+5 3 + 15
г 300-100 200 4С-ЛП „л.,™
при ц» = 5 <7Я = tJ-----------= - J-р = 1500 т/сут.
Гб + 1 + 2 + 3 + 4 + 5 15 + 15
Отмечаем результат: увеличение приемистости нагнетательной
скважины в 5 раз приводит к увеличению общего дебита ячейки
скважин в 3 раза. При этом распределение дебитов по скважинам
будет таким, как показано в следующих кратких таблицах:
322
41 = 1 Т|2 = 2 4з = 3 44 = 4 45 = 5 4„ц. = 31
<7 33,3 66,7 100,0 133,3 166,7 500
41 = 1 4г = 2 4з = 3 44 = 4 45 - 5 4„-ц. - 3-5
Q 100 200 300 400 500 1500
Далее при условии ц. = 1 рассмотрим эффективность меро-
приятий по интенсификации добычи нефти, увеличивающих ко-
эффициент продуктивности скважин в v = 3 раза от г], до (ц, -3),
проведенных по различным скважинам:
41 = i 42 = 2 4з = 3 44 = 4 45 = 5 tIh'H* - 3
№ 1 <7 90 60 90 120 150 510
41 = i 4г = 2 44 = 4 45 = 5 4«ц. = 3
№ 2 q 25 50 225 100 125 525
4i = 1 42 = 2 4з = 3 44 = 4 ЖО 4ЯЦ. = 3
№ 3 Q 21,4 42,8 64,2 85,6 321,0 535,0
43-v = 3 3 44 = 4 в 4»Ц« = 3
№ 4 q 50 33,3 150 66,7 250 550
4н-ц. = 3
№ 5 q 37,5 75 112,5 150 187,5 562,5
4i = 1 42 = 2 4з = 3 44 = 4 45 - 5 4„p..v = 3-3
№ 6 q 75 150 225 300 375 1125
ow
№ 7 q 100 200 300 400 500 1500
Представленные результаты расчетов ясно показывают, что
когда нагнетательная скважина имеет недостаточно высокий ко-
эффициент приемистости, несоответствующий числу окружаю-
щих добывающих скважин и сумме их коэффициентов продук-
тивности, то проведение мероприятий по увеличению в 3 раза
коэффициентов продуктивности, как у отдельных добывающих,
так и в целом у всех добывающих, мало увеличивает общий де-
бит ячейки скважин (см. №№ 1, 2, 3, 4 и 5), конкретно, увеличи-
вает с 500 т/сут до 510-562,5 т/сут, т.е. всего в 1,02-1,125 раза.
В таких условиях важнее увеличить коэффициент приемисто-
сти нагнетательной скважины. При увеличении коэффициента
приемистости только одной нагнетательной скважины в 3 раза
(см. № 1 и № 6) общий дебит ячейки скважин увеличится с 500
1125
т/сут до 1125 т/сут, на 625 т/сут или в —— = 2,25 раза, а допол-
п*
323
нительное увеличение в 3 раза коэффициентов продуктивности
всех пяти добывающих скважин дополнительно увеличит общий
дебит ячейки скважин с 1125 т/сут до 1500 т/сут, на 375 т/сут
или в = 1,333 раза. Таким образом, при увеличении в 3 раза
коэффициента приемистости, а также всех пяти коэффициентов
продуктивности происходит увеличение общего дебита ячейки
1500 о
скважин в = 3 раза.
Здесь были рассмотрены важные, но относительно простые
ситуации с заданными, одинаковыми у всех добывающих сква-
жин, забойными давлениями, причем выше давления насыщения.
Но забойные давления могут быть разными с хаотическими от-
клонениями от проектной величины. Главная причина возникно-
вения такого хаоса в незнании скважин - в плохом контроле за
работой скважин (за их дебитом жидкости, обводненностью, де-
битами нефти и забойным давлением) и в недостаточном объеме
гидродинамических исследований.
При фактическом отклонении забойного давления: в сторону
повышения происходит уменьшение депрессии, а соответственно,
уменьшение дебита; в сторону понижения происходит увеличе-
ние депрессии, но при снижении забойного давления ниже дав-
ления насыщения происходит снижение коэффициента продук-
тивности по нефти; и как только увеличение депрессии начнет
отставать от снижения коэффициента продуктивности по нефти,
так начнет снижаться дебит нефти; дебит нефти будет снижаться,
несмотря на увеличение депрессии! Маловязкая нефть будет
приобретать черты высоковязкой. При снижении забойного дав-
ления ниже давления насыщения коэффициент продуктивности
по нефти неуклонно снижается, а коэффициент продуктивности
по воде не снижается! Поэтому без увеличения отбора запасов
нефти катастрофически увеличивается обводненность отбирае-
мой жидкости! Все это серьезно осложняет определение эффек-
тивности мероприятий по увеличению добычи нефти.
В подземной гидродинамике в рассматриваемых гидродина-
мических задачах задаются граничные условия 1-го и 2-го рода.
Пока здесь были рассмотрены граничные условия 1-го рода, ко-
гда на границах - на забоях скважин были заданы забойные дав-
ления. Граничные условия 2-го рода - это, когда на границах за-
даются скорости фильтрации жидкости - когда на забоях сква-
жин задаются дебиты жидкости.
Конкретно, у рассматриваемой ячейки скважин граничные ус-
ловия могут быть смешанными: у одних добывающих скважин
граничные условия 1-го рода, поскольку заданы забойные давле-
324
ния, а у других граничные условия 2-го рода, поскольку заданы
дебиты жидкости.
Пусть в рассматриваемой ячейке скважин по нагнетательной
скважине задано забойное давление Рсп = 300 ат, по двум добы-
вающим скважинам заданы дебиты qc = q' + q" и по остальным
добывающим скважинам задано забойное давление Рс = 100 ат.
Учтем, что у скважин с заданными дебитами и у скважин с за-
данными забойными давлениями одинаковое пластовое давле-
ние Рпл.
Дебит по добывающим скважинам, по которым задано забой-
ное давление, определяется по следующей формуле:
отсюда получается формула, по которой определяется общий де-
бит ячейки скважин:
П • LI т~2
Пн И* V* «
2л
i=i
т-2
Пн • R. + S ’I»
(=1
дебит отдельной добывающей скважины, по которой было задано
забойное давление Рс, определяется следующим образом:
<&=(«.
i=i
Результаты расчетов по этим формулам в №№ 8, 9 и 10:
ш = 1 П2 = 2 Пз = 3 | тц = 4
№ 8 Я 83,3 166,7 ♦“♦V*Z*Z*^**V< 1050
№ 9 Я 235,7 | 314,3 392,9 1092,9
№ 10 Я 85,3 170,6 426,5 1032,4
Далее в связи с определением эффективности мероприятий по
интенсификации добычи нефти приведем следующие вполне ло-
гичные рассуждения.
Обычно эффективность проведенных мероприятий выражает-
ся в увеличении дебита нефти.
Дебит нефти добывающей скважины прямо пропорционален
325
коэффициенту продуктивности по нефти и депрессии, осуществ-
ляемой на нефтяные пласты, ДР=РПЛ -Рс и, соответственно, равен
<7=т] • &Р.
При прочих равных условиях увеличение коэффициента про-
дуктивности в v раз должно привести к увеличению дебита неф-
ти добывающей скважины в v раз. Но при глубиннонасосной
эксплуатации, чтобы такое произошло, надо соответствующим
образом изменить параметры глубинного насоса и увеличить его
производительность. Без этого никакого увеличения дебита неф-
ти не будет; только произойдет уменьшение депрессии в v раз, а
соответственно, значительное увеличение забойного давления.
Именно поэтому до проведения мероприятия по интенсифика-
ции и после его проведения по скважинам надо обязательно кон-
тролировать не только дебит нефти, но и забойное давление.
В целом по ячейкам скважин без увеличения закачки воды не
будет увеличения дебита нефти. Изменение отдельных звеньев
системы требует определенной корректировки всей системы.
Вывод.
Планирование проведения мероприятий по интенсификации
добычи нефти надо делать обязательно с учетом интерференции
скважин, т.е. с учетом взаимного расположения нагнетательных и
добывающих скважин, их коэффициентов приемистости и про-
дуктивности.
Для достоверного определения эффективности мероприятий
по интенсификации добычи нефти до и после их проведения по
скважинам должны быть замеры дебита жидкости, обводненно-
сти, дебита нефти и забойного давления. Без замеров забойного
давления действительно высокоэффективные мероприятия могут
быть представлены малоэффективными, а малоэффективные на-
оборот высокоэффективными.
4.8. КЛАССИФИКАЦИЯ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ
ПО СРЕДНЕМУ КОЭФФИЦИЕНТУ ПРОДУКТИВНОСТИ
СКВАЖИН
Вместе или раздельно надо разрабатывать нефтяные пласты
на многопластовом нефтяном месторождении?
На этот простой вопрос не существует простого ответа.
Начнем с того, что огромное множество нефтяных пластов,
залежей и месторождений Отличается колоссальным разнообра-
зием. Все. это разнообразие надо как-то упорядочить и классифи-
326
цировать. Нам кажется очень важным и полезным классифици-
ровать нефтяные пласты по среднему коэффициенту продуктив-
ности скважин, пробуренных на эти пласты, или по величине
гидропроводности, определенной по среднему коэффициенту
продуктивности. Несомненно, что с практической точки зрения
это важнейший параметр нефтяных пластов, но нам хотелось бы
подчеркнуть инвариантность (независимость) этого параметра
относительно глубины залегания нефтяных пластов. Действи-
тельно, чем больше глубина пластов, тем дороже скважины, тем
больше капитальные затраты на разработку нефтяных пластов,
но одновременно, чем больше глубина скважин, тем при прочих
равных условиях больше депрессия на нефтяные пласты, больше
дебит нефти и больше экономический эффект от добычи и реа-
лизации нефти. Получается, что капитальные затраты и эконо-
мический эффект от добычи нефти одинаково пропорциональны
глубине залегания пластов.
Итак, предложена классификация нефтяных пластов по сред-
нему значению коэффициента продуктивности добывающей
скважины по нефти, представленная в табл. 4.2.
В первый класс отнесены нефтяные пласты, обладающие ги-
первысокой продуктивностью, со средним значением коэффици-
ента продуктивности по нефти более 100 т/(сут-ат); во второй
класс отнесены нефтяные пласты, обладающие ультравысокой
Таблица 4.2
Классификация нефтяных пластов по продуктивности
Класс Характеристика Коэффициент продуктивности т|, т/(сут ат) Потенциальный дебит нефти добывающей сква- жины <7* = п (-Рпл-Рс) (в т/сут) при разности пластового и забойного давлений (Рпл-Л) = 100 ат
от ДО
1 Гипервысокая продуктив- ность £100 ^10*000
2 Ультравысокая продуктив- ность 30,0 100,0 3 000 - 10 000
3 Высокая продуктивность 10,0 30,0
4 Повышенная продуктив- ность 3,0 10,0 300 - ЙЦ
5 Средняя продуктивность 1,0 3,0 IIIIMIIII - 300
6 Пониженная продуктивность 0,3 1,0 ИИЗШ1Н
7 Низкая продуктивность 0,1 0,3
8 Ультранизкая продуктив- ность <0,1
327
продуктивностью, со средним значением коэффициента продук-
тивности от 30 т/(сут ат) до 100 т/(сут-ат); в третий класс -
нефтяные пласты высокой продуктивности со средним значением
коэффициента продуктивности от 10 т/(сут-ат) до 30 т/(сут-ат);
в четвертый класс - нефтяные пласты повышенной продуктив-
ности со средним значением коэффициента продуктивности от
3 т/(сут-ат) до 10 т/(сут-ат); в пятый класс - пласты средней
продуктивности со средним значением коэффициента продук-
тивности от 1 т/(сут ат) до 3 т/(сут ат); в шестой класс - пласты
пониженной продуктивности со средним значением коэффициен-
та продуктивности от 0,3 т/(сут ат) до 1 т/сут-ат; в седьмой класс -
пласты низкой продуктивности со средним значением коэффи-
циента продуктивности от 0,1 т/(сут-ат) до 0,3 т/(сут-ат) и в по-
следний восьмой класс - пласты ультранизкой продуктивности
со средним значением коэффициента продуктивности менее
0,1 т/(сут-ат).
Чтобы классификация нефтяных пластов по продуктивности
стала более осязаемой и понятной, от коэффициента продуктив-
ности добывающей скважины перейдем к ее дебиту нефти. При
глубине скважины около 2000 м, т.е. при гидростатическом пла-
стовом давлении около 200 ат, возможная создаваемая депрессия
на нефтяные пласты составляет 100 ат. Произведение коэффици-
ента продуктивности и возможной создаваемой депрессии в
100 ат представляет собой возможный суточный дебит нефти
добывающей скважины. Именно такие дебиты нефти показаны в
табл. 4.2.
Обратите внимание, что по нефтяным пластам 5-го класса,
обладающим средней продуктивностью, возможный суточный
дебит нефти добывающей скважины оказывается в пределах от
100 т/сут до 300 т/сут, соответственно, с учетом коэффициента
эксплуатации (в году из 365 сут в среднем рабочими являются
330 сут) возможная годовая добыча нефти оказывается в преде-
лах от 100-330 = 33000 т = 33 тыс. т до 300-330 = 99000 т =
= 99 тыс. т, а по нефтяным пластам 3-го класса, обладающим вы-
сокой продуктивностью, возможный суточный дебит нефти
добывающей скважины оказывается в пределах от 1000 т/сут
до 3000 т/сут, а ее возможная годовая добыча нефти оказывает-
ся в пределах 1000-330 = 330000 т = 330 тыс. т до 3000-330 =
= 990000 т = 990 тыс. т. Как видно, получаются очень большие и
крайне большие величины.
С учетом всего этого проанализируем представленную в
табл. 4.2 классификацию нефтяных пластов по продуктивности.
Во-первых, нефтяные пласты крайних классов (1-го и 8-го) по
своему самому главному параметру - по коэффициенту продук-
328
тивности добывающей скважины различаются более чем в
1000 раз; пласты двух соседних классов различаются в среднем в
3 раза, а двух классов, разделенных всего одним промежуточным
классом, различаются в среднем в 10 раз.
Во-вторых, всем нам известны нефтяные пласты - представи-
тели всех восьми выделенных классов.
Так, например, ко 2-му классу ультрапродуктивности относи-
лись основные нефтяные пласты Самотлорского нефтяного ме-
сторождения, с которых начиналась промышленная разработка
месторождения.
К 3-му классу относился девонский горизонт Бавлинского
нефтяного месторождения.
К 4-му классу относился девонский горизонт на наиболее
продуктивных центральных площадях Ромашкинского нефтяного
месторождения.
К 5-му классу относился девонский горизонт почти на всех
остальных площадях Ромашкинского месторождения (кроме цен-
тральных площадей). К этому же классу относились разрабаты-
ваемые нефтяные пласты на многих нефтяных месторождениях
Западной Сибири.
К 6-му и 7-му классам относятся многие нефтяные пласты
на разрабатываемых малопродуктивных нефтяных месторожде-
ниях.
К 7-му и 8-му классам относятся нефтяные пласты многих
разведанных, но пока не разрабатываемых нефтяных месторож-
дений.
При таком почти беспредельном разнообразии реальных неф-
тяных пластов по их самому главному параметру - по среднему
коэффициенту продуктивности добывающей скважины трудно и
чревато опасностью имеющийся успешный опыт разработки неф-
тяных пластов одного класса по шаблону переносить на нефтя-
ные пласты других классов, отличающихся гораздо меньшей
продуктивностью.
В-третьих, приведенные здесь очень высокие возможные су-
точные дебиты нефти и возможные годовые отборы нефти по
добывающим скважинам, эксплуатирующим нефтяные пласты
5-го класса, в жизни практически почти не наблюдались; тем бо-
лее не наблюдались в 10 раз более высокие суточные дебиты и
годовые отборы нефти по скважинам, эксплуатирующим пласты
3-го класса.
Возникает резонный вопрос: почему? Прежде всего, потому
что этим дебитам и отборам соответствуют слишком высокие
годовые темпы отбора извлекаемых запасов нефти; например, по
скважинам, эксплуатирующим нефтяные пласты 5-го класса,
329
темп отбора запасов может быть около 30 % в год; а по скважи-
нам, эксплуатирующим пласты 3-го класса, темп отбора может
быть более 20 % в месяц. Но добывающие скважины - это только
часть, отдельное первое звено последовательной цепи, в которую
входят система сбора и подготовки нефти, система заводнения,
внешние коммуникации (нефтепроводы, дороги, электролинии и
линии связи), города, построенные для жизни строителей и неф-
тяников, нефтеперерабатывающие заводы и другие звенья. Добы-
чу нефти по пластам 3-5-го классов, тем более 1-2-го классов,
ограничивают не добывающие скважины, а другие звенья после-
довательной цепи. Кстати, еще более значительные ограничения
потенциально возможной производительности имеют место при
разработке газовых месторождений. Поэтому становится понятно,
почему в такой ситуации добывающие скважины работают не в
режиме технологически рациональной максимальной депрессии
на нефтяные пласты, а в режиме заданных ограниченных дебитов
нефти рациональных в каком-то ином отношении, например, в
интересах крупных хозяйственно-производственных комплексов.
Такая ситуация избыточной потенциально возможной произ-
водительности нефтяных пластов в действительности встречается
довольно часто, но особенно часто встречалась прежде, когда в
разработке находились нефтяные пласты более высокой продук-
тивности. Но если это так, то почему такие ситуации не являют-
ся легко заметными? Как уходили прежде и уходят в настоящее
время от таких ситуаций? Каким образом фактические дебиты
нефти оказывались и оказываются во много раз меньше потен-
циально возможных максимальных? Прежде всего, путем приме-
нения многорядных систем расположения добывающих скважин,
когда добывающие ряды, расположенные позади первых добы-
вающих рядов, очень мало влияют на снижение общего фильтра-
ционного сопротивления и, соответственно, на увеличение общей
потенциально возможной производительности; получается, что
увеличение общего числа скважин происходит почти без увели-
чения общей потенциально возможной производительности, при
уменьшении потенциально возможной производительности на
одну скважину. Также путем резкого снижения депрессии на
нефтяные пласты. Кроме того, из-за нерациональной эксплуата-
ции избыточного фонда скважин, когда в первый период разра-
ботки нефтяной залежи только часть пробуренного фонда сква-
жин нужна для выполнения запланированной добычи нефти, а
ненужные скважины плохо эксплуатируют и ремонтируют, они
постепенно выходят из строя и вместе с ними выпадают из раз-
работки их еще неотобранные извлекаемые запасы нефти. Поло-
жение сильно ухудшено из-за применения в скважинах 5-дюй-
330
мовых эксплуатационных колонн, в которые при наличии не-
скольких мест негерметичности уже нельзя спустить 4-дюймовую
эксплуатационную колону, зацементировать и продолжать нор-
мальную эксплуатацию.
К сожалению, обычно при рассмотрении и утверждении вари-
антов разработки нефтяных пластов средней, повышенной и вы-
сокой продуктивности, когда становится ясной необходимость
резервирования части избыточной производительности, варианты
представляются в режиме заданных забойных давлений с каким-
то сугубо искусственным технологическим обоснованием рацио-
нальности пониженной депрессии в добывающих скважинах и
пониженной репрессии в нагнетательных, без выделения зарезер-
вированной части производительности и без проектирования ра-
зумного использования резерва в дальнейшем ради увеличения
нефтеотдачи пластов. В частности, резерв производительности
может быть использован при осуществлении циклического за-
воднения. Благодаря циклическому поочередному осуществле-
нию замкнуто-упругого режима фильтрации при закачке воды и
отборе нефти уменьшается неравномерность вытеснения нефти
закачиваемой водой и увеличивается нефтеотдача.
Однако возможна разработка нефтяных залежей без какого-
либо ограничения производительности пробуренных и введенных
в работу скважин. Промысловое хозяйство и внешние коммуни-
кации сразу строят в расчете на запланированную стабильную
добычу нефти, а залежь разбуривают постепенно, делянками, по
мере необходимости. Скважины бурят, обустраивают и интен-
сивно эксплуатируют поочередно. Поскольку на каждой делянке
время добычи нефти будет намного меньше долговечности сква-
жин, то по этой причине увеличивается нефтеотдача пластов; а
резкое уменьшение числа эксплуатируемых скважин уменьшает
текущие экономические затраты. Но ясно, что такая поочередная
интенсивная эксплуатация скважин требует совершенно иного,
значительно лучшего контроля за их работой и быстрой опера-
тивной оптимизации их режимов работы. При такой интенсив-
ной эксплуатации быстро обнаруживается эффективность или
неэффективность применяемой технологии и без промедления
осуществляется усовершенствование технологии.
Подытожим предыдущее изложение.
Нефтяные пласты разведанных, вводимых в разработку, раз-
рабатываемых и уже разработанных месторождений отличаются
безграничным разнообразием, и нет универсального опыта и
универсальной технологии их разработки.
По одним нефтяным пластам потенциально возможная мак-
симальная производительность не достигает экономически рен-
331
табельного уровня и их разрабатывать раздельно просто-
напросто нельзя; их разработка начинается с объединения не-
скольких пластов в один общий эксплуатационный объект.
По другим нефтяным пластам потенциально возможная мак-
симальная производительность обеспечивает экономическую рен-
табельность и возможность решать следующую задачу увеличе-
ния экономической рентабельности за счет объединения пластов
в один эксплуатационный объект.
По третьим нефтяным пластам потенциально возможная мак-
симальная производительность скважин слишком велика, и ее
значительную часть обязательно надо будет резервировать и ду-
мать, как в дальнейшем зарезервированную часть рационально
использовать.
Даже в настоящее время, когда сильно исчерпаны извлекае-
мые запасы нефти высокопродуктивных, ультравысокопродук-
тивных и гипервысокопродуктивных пластов, нефтяных пластов
с избыточной потенциальной производительностью скважин ока-
зывается довольно много. Это видно по запроектированному
многорядному расположению скважин; искусственному ограни-
чению воздействия на нефтяные пласты в добывающих и нагне-
тательных скважинах, по избыточному фонду скважин, его пло-
хому состоянию и нехватке средств на подземный и капитальный
ремонт скважин.
Попутно отметим, что по таким нефтяным пластам с избы-
точной максимально возможной производительностью обычных
вертикальных скважин явно не нужны горизонтальные скважи-
ны, способные дополнительно уменьшить фильтрационное со-
противление и увеличить производительность при одновремен-
ном возможном существенном снижении нефтеотдачи пластов
из-за незнания на большом удалении действительного геологиче-
ского строения нефтяных пластов, из-за возникновения в много-
слойных пластах значительной геометрической неравномерности
вытеснения закачиваемой водой, из-за чрезмерных трудностей
управления работой таких скважин.
С учетом этого здесь при рассмотрении проблемы объедине-
ния нефтяных пластов в один общий эксплуатационный объект
не рассматриваются пласты с избыточной потенциально возмож-
ной максимальной производительностью при обычных верти-
кальных добывающих скважинах.
4.9. ВЫСОКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ
ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН
На многих нефтяных месторождениях плохо обстоят де-
ла с гидродинамическими исследованиями скважин, конкрет-
но, с определением коэффициентов продуктивности по сква-
жинам и в скважинах по пластам и обособленным слоям.
Определений так мало (в год по 10 % скважин), что по ним
не видны размеры беды - потери в текущей добыче нефти и
в конечной нефтеотдаче пластов. Коэффициент продуктив-
ности - важнейший параметр, который ничем заменить
нельзя. По фактическим значениям коэффициентов продук-
тивности и динамике их изменения можно судить о факти-
ческой продуктивности и неоднородности нефтяных пла-
стов, о неравномерности вытеснения нефти и других важ-
нейших параметрах пластов, о состоянии фонда скважин и
качестве их эксплуатации.
Если вы знаете коэффициенты продуктивности скважин,
то вы можете быстро без каких-либо математических мо-
делей и сложных расчетов оценить возможный дебит сква-
жин, проверить точность расчетов на математических мо-
делях, исключить возможные грубые ошибки и задать ряд
неудобных вопросов. Наверное, это достоинство, переходя-
щее в недостаток. Наверное, поэтому на многих месторож-
дениях почти перестали определять коэффициенты продук-
тивности. Но это неминуемо приводит к незнанию и хаосу, к
большим потерям в текущей добыче нефти и нефтеотдаче
пластов. В такой ситуации осознание беды и резкое увеличе-
ние количества гидродинамических исследований приводит к
значительному увеличению добычи нефти без существенных
экономических затрат. Контроль за работой и гидродинами-
ческие исследования скважин - это как разведка на войне;
сама разведка не побеждает врага, но позволяет войскам
победить врага с минимальными затратами.
Самый главный параметр скважины и эксплуатируемых неф-
тяных пластов - их коэффициент продуктивности.
Коэффициент продуктивности скважины ц равен ее дебиту q,
поделенному на разность ее пластового давления (после останов-
ки и полного восстановления) и забойного давления до останов-
ки (Рпл - Рс).
При режиме заводнения пластов в начальный безводный пе-
риод эксплуатации скважины коэффициент продуктивности бы-
вает по нефти.
Такие коэффициенты продуктивности, определенные по всем
333
работавшим и работающим добывающим скважинам рассматри-
ваемого эксплуатационного объекта, характеризуют продуктив-
ность по нефти этого объекта.
По результатам гидродинамических исследований скважин -
по их коэффициентам продуктивности определяют: средний ко-
эффициент продуктивности г|ср, средний квадрат коэффициента
продуктивности (т|2)Ср и показатель зональной неоднородности
(л2)
эксплуатационного объекта по продуктивности Vn = —1.
(Пер)
По представительной группе скважин по каждой в отдельно-
сти определяют зависимость коэффициента продуктивности по
нефти от снижения забойного давления Рс ниже давления насы-
щения Рдас- Эта зависимость может иметь следующий вид:
Л = при Рс < Рнас.
В этой формуле г|0 - коэффициент продуктивности по нефти
при забойном давлении скважины больше или равном давлению
насыщения Рс > Рнас; а - параметр снижения коэффициента про-
дуктивности по нефти. При наличии двух значений забойного
давления ниже давления насыщения Рнас > Рс1 > Рс2 параметр
снижения продуктивности определяется следующим образом:
а = ——Ц-—1п^-.
Ли ~ ?с2 Л2
На каждом режиме скважина должна работать достаточно
долго (две недели или больше) до установления постоянного
коэффициента продуктивности по нефти. При слишком корот-
ком времени работы на новом режиме коэффициент продуктив-
ности по нефти не успевает снизиться до новой постоянной ве-
личины.
После начала обводнения скважины в последующий период ее
эксплуатации вместе с отбором нефти отбирается вода, и коэф-
фициент продуктивности определяется по жидкости - отдельно
по нефти и по воде.
По представительной группе добывающих скважин при за-
бойном давлении, равном или выше давления насыщения, Рс >
> РНас> по значениям коэффициентов продуктивности в началь-
ный безводный период по нефти ц и в последующий водный пе-
риод, когда вместе с нефтью отбирают воду, по нефти ц и воде
г|в, отдельно по каждой скважине строят графики зависимости
коэффициентов продуктивности от накопленного отбора нефти
334
Од. График зависимости коэффициента продуктивности по нефти
г| от накопленного отбора нефти Од представляют двумя отрез-
ками прямых линий: первый, параллельный оси абсцисс, и вто-
рой, наклонный к оси абсцисс. На графике выделяют накоплен-
ный отбор нефти, соответствующий первому прямолинейному
отрезку, и накопленный отбор нефти, соответствующий пересе-
чению второго прямолинейного отрезка с осью абсцисс. Их обо-
значения О,„ и Ода. Отношение второй величины к первой вели-
чине z = является какой-то характеристикой неравномерно-
Удн
сти вытеснения нефти: чем больше z, тем больше неравномер-
ность. По этому отношению z определяется стандартный показа-
тель неравномерности вытеснения нефти в добывающую скважи-
ну:
т/2 6,95 z -1,2 . л Q
V = при Z > 1,3.
4J2-0,25-г н
Такой показатель неравномерности V2 средний для предста-
вительной группы добывающих скважин считается средним для
всех добывающих скважин эксплуатационного объекта.
По таким графикам для водного периода, когда имеются ко-
эффициенты продуктивности для нефти ц и для воды т|н, опре-
деляется коэффициент различия физических свойств нефти и
вытесняющей воды в пластовых условиях
Но =
По - П
Значение такого коэффициента Цо по представительной груп-
пе добывающих скважин принимается средним для всех добы-
вающих скважин эксплуатационного объекта.
При внутриконтурном заводнении нефтяных пластов по
скважинам, которые сначала были добывающими и по ним опре-
делили коэффициент продуктивности по нефти ц, а затем стали
нагнетательными и по ним определили коэффициент приемисто-
сти по воде т|н по соотношению этих коэффициентов и исключая
влияние различия их плотностей, можно получить соотношение
фазовых проницаемостей для закачиваемой воды и отбираемой
нефти
II = Цн .11L.1
Г1* L >
П Ув b
где Yh и ув - плотности нефти и воды в поверхностных условиях;
335
b - объемный коэффициент, показывающий во сколько раз
уменьшается объем пластовой нефти при выделении из нее рас-
творенного газа.
Итак, представленные здесь определения и преобразования
коэффициентов продуктивности (сначала по нефти, а затем по
нефти и воде) по добывающим скважинам и коэффициентов
приемистости (по воде) по нагнетательным скважинам позволя-
ют получить важнейшие параметры, необходимые для проекти-
рования дальнейшей разработки эксплуатационного объекта, а
именно, для расчета его динамики.
Рассматриваемый эксплуатационный объект может быть
очень крупным, постепенно в течение многих лет разбуриваемым
и вводимым в действие. У него может быть многолетняя история
осуществления бурения и других технических мероприятий, до-
бычи нефти и жидкости. Тогда, переходя к удельному дебиту
нефти на пробуренную скважину (исключая влияние числа про-
буренных скважин и других действующих факторов на увеличе-
ние и стабилизацию дебитов нефти по годам) в зависимости от
накопленного отбора нефти по эксплуатационному объекту, по
его блокам и участкам, можно определить возможные при усло-
вии сохранения применяемой технологии начальные извлекае-
мые запасы нефти в целом по эксплуатационному объекту, по
его блокам и участкам. Для этого на графиках зависимости
удельного дебита нефти от накопленного отбора нефти выделяют
периоды стабилизации технологии, представляют отрезками
прямых линий, которые экстраполируют до пересечения с осью
абсцисс и устанавливают начальные извлекаемые запасы. Эти
периоды стабилизации технологии выделяют на графике экс-
плуатационного объекта и затем синхронно выделяют на графи-
ках для блоков и участков.
Аналогичные графики зависимости удельного дебита на про-
буренную скважину от накопленного отбора строят для расчет-
ной жидкости, тоже в целом для эксплуатационного объекта, для
его блоков и участков. И на этих графиках синхронно с графи-
ком удельного дебита нефти в целом по эксплуатационному
объекту выделяют периоды стабилизации технологии, представ-
ляют отрезками прямых линий, которые экстраполируют до пе-
ресечения с осью абсцисс и получают начальные извлекаемые
запасы расчетной жидкости.
; Таким образом, по периодам стабилизации в целом по экс-
плуатационному объекту и отдельно по его блокам и участкам
получают пары значений начальных извлекаемых запасов нефти
и расчетной жидкости. Эти пары значений позволяют судить о
возможности изменения технологии, увеличения начальных из-
336
влекаемых запасов расчетной жидкости и, соответственно, нефти.
Можно наблюдать изменения технологии по периодам и запро-
ектировать новое эффективное изменение технологии в следую-
щие годы дальнейшей разработки.
Так можно сделать по крупной нефтяной залежи с многолет-
ним постепенным разбуриванием и многолетней историей разра-
ботки, где по причине высокой природной зональной неоднород-
ности пластов по продуктивности и продолжительности разбу-
ривания, когда ещё не завершено разбуривание, а уже имеется
много добывающих скважин, безаварийно достигших высокой
обводненности. Полученная по данным исследования скважин
информация послужит объективной оценке текущего состояния
и оптимизации дальнейшей разработки нефтяной залежи.
А если разработка крупной нефтяной залежи только начина-
ется, то для получения информации по расчетной послойной не-
однородности пластов, закономерности вытеснения нефти зака-
чиваемой водой и обводнения добывающих скважин надо будет
организовать скоростной эксперимент на экспериментальном
участке залежи с плотностью сетки скважин, увеличенной в 8-
16 раз по сравнению с возможной проектной сеткой, с расстоя-
ниями между скважинами, уменьшенными до 100-200 м. Такое
сгущение сетки скважин необходимо, чтобы результаты экспери-
мента были получены своевременно и использованы при проек-
тировании системы и технологии разработки залежи.
Например, возможная проектная сетка скважин с площадью
400x400 или 16 га на скважину, а на экспериментальном участке
2 га на скважину. Такой экспериментальный участок показан на
рис. 4.1.
При проектировании и осуществлении разработки нефтяных
залежей и месторождений возникает острейшая проблема точно-
сти проектирования. Неточность проектирования - отличие фак-
тических дебитов нефти от проектных дебитов объясняется:
1) неточностью осуществления запроектированной системы и
технологии разработки; 2) неточностью примененной методики
проектирования или математической модели разработки и 3) не-
точностью использованной исходной информации о продуктив-
ности нефтяных пластов.
Вообще-то запроектированную систему и технологию разра-
ботки вполне можно выполнять; а в случае возникновения форс-
мажорных обстоятельств и невыполнения проектных дебитов
нефти последние можно скорректировать.
Несомненно, существует методика проектирования и возмож-
но создание математической модели разработки, обладающих
вполне удовлетворительной точностью.
337
Рис. 4.1. Экспериментальный участок 2 га на скважину:
1 - добывающие и нагнетательные скважины возможной проектной сетки; 2 -
дополнительные добывающие и нагнетательные скважины экспериментального
участка
То и другое зависит от человека, можно сказать, находится в
руках человека.
Но неточность исходной информации о продуктивности пла-
стов зависит от природы, от природой созданной высокой зо-
нальной неоднородности пластов по продуктивности.
Зональная неоднородность по продуктивности количественно
характеризуется величиной .
Величина зональной неоднородности по продуктивности, на-
блюдавшаяся по многим нефтяным пластам многих нефтяных
месторождений, находится в пределах от Vn2 = 0,5 до V2 = 1,5,
поэтому здесь в расчетах принимается равной Vn2 = 1,0. Зональ-
ная неоднородность пластов кроме этого показателя неоднород-
ности Vn2 еще характеризуется величиной d - шага хаотической
изменяемости - линейным размером зоны, которыми модели-
руются пласты. Чем меньше величина d, тем больше измене-
ний по направлению фильтрационного потока, тем больше нега-
тивное влияние зональной неоднородности на дебиты нефти
и нефтеотдачу пластов. По опыту многих нефтяных месторожде-
338
ний d бывает в пределах от d = 0,3 км до d = 0,6 км и примерно
равен расстоянию между соседними скважинами проектной
сетки.
Суждение по небольшому числу гидродинамически исследо-
ванных скважин (равному пи), по которым определены индиви-
дуальные коэффициенты продуктивности т| и средний коэффи-
циент продуктивности т|ср, ° среднем коэффициенте продуктив-
ности всех проектных скважин обладает ошибкой - относитель-
ной среднеквадратичной ошибкой, определяемой по следующей
формуле:
Л = К.
По этой формуле видно, что когда гидродинамически иссле-
дованы все проектные скважины пи = по, относительная средне-
квадратичная ошибка равна Д = 0. А если исследовано небольшое
число скважин, например, = 10 при общем числе проектных
скважин по = 1000, то ошибка велика и составляет
Д = Д. J1000 ~10. = 0,31623 0,99449 = 0,31449.
V10 V 1000 + 1
Возможная максимальная ошибка в 3 раза больше и равна
3-Д = 3-0, 31449=0,94346.
Добыча нефти на нефтяном месторождении - это обычный
производственный процесс, который стыкуется с другими произ-
водственными процессами и от которого требуется определенная
надёжность, например, 90%-ная надёжность. Это значит, что в 90
случаях из 100 возможная фактическая добыча нефти будет
больше проектной и только в 10 случаях из 100 будет несколько
меньше проектной. Для обеспечения 90%-ной надежности про-
ектной добычи резервируют часть расчетной добычи умножением
расчетной добычи на понижающий коэффициент
£ = 1-1,З-Д.
В табл. 4.3 приведены результаты расчета относительной
среднеквадратичной ошибки Д и понижающего коэффициента
90%-ной надёжности Это сделано для небольших нефтяных
залежей с общим числом скважин по проектной сетке от по = 9
до п0 = 100 и числом гидродинамических исследованных скважин
от «и = 4 до пи = 49.
339
340
Таблица 4.3
Значения А - относительной среднеквадратичной ошибки
и £ - коэффициент 90%-ной надёжности, Д/£
по - общее число проектных сква- жин я,- число исследованных скважин
4 9 16 25 36 49
9 0,3536 0,5404 0 1 X X X X
16 0,4201 0,4539 0,2139 0,7219 0 1, X X X
25 0,4493 0,4158 0,2615 0,6601 0,1471 0,8088 0 1 X X
36 0,4650 0,3955 0,2847 0,6298 0,1838 0,7611 0,1090 0,8582 0 1 X
49 0,4743 0,2981 0,6124 0,2031 0,7360 0,1386 0,8199 0,0850 0,8895 0 1
64 0,3765 0,3066 0,6014 0,2148 0,7207 0,1549 0,7986 0,1094 0,8578 0,0686 0,9108
81 0 4845 0.3701 0,3123 0,5939 0,2226 0,7106 0,1653 0,7851 0,1235 0,8385 0,0882 0,8840
100 0,4875 0,3663 0,3164 0,5887 0,2280 0,7036 0,1723 0,7760 0,1327 0,8275 0,1015 0,8680
Если принять, что понижающий коэффициент 90%-ной на-
дежности не может быть меньше £ = 0,5, то тогда относительная
среднеквадратичная ошибка не может быть больше А = 0,3845 и
число гидродинамически исследованных скважин не может быть
меньше пи„:
По 10 30 100 300 1000
«и» 4 5 6 7 7
По табл. 4.3 видно, как при увеличении числа гидродинамиче-
ски исследованных скважин пи» уменьшается относительная
среднеквадратичная ошибка А и увеличивается понижающий ко-
эффициент
Если общее число скважин по проектной сетке 100, а гидро-
динамически исследовано 9 скважин, то понижающий коэффи-
циент 0,5887 = 4 ~. Ради обеспечения 90%-ной надёжно-
1,69ооэ 1,7
сти расчетный дебит нефти снижен в 1,7 раза! А если гидроди-
намически исследованных скважин 16, то понижающий коэффи-
циент 0,7036 = ——— = -^-. Увеличение числа гидродинамически
1,42126 1,4
исследованных скважин с 9 до 16 увеличивает проектный дебит
нефти в ^^ = 1,1952 = 1,2 раза. Если при 9 гидродинамичес-
ки исследованных скважинах проектный дебит нефти равен
500 тыс. т/год, то при 16 исследованных скважинах проектный
дебит нефти равен 500-1,2 = 600 тыс. т/год, прирост дебита неф-
ти (600-500) = 100 тыс. т/год при рыночной цене нефти для не-
дропользователя (после вычета налогов) 100 дол/т дает дополни-
тельный экономический эффект 100-100 = 10000 тыс. дол/год =
= 10 млн дол/год или 10-26 = 260 млн руб/год. Этот огромный
экономический эффект получается без бурения 20 дополнитель-
ных скважин за 30-20 = 600 млн руб. дополнительных капиталь-
ных затрат.
Отсюда следует практический вывод: при разбуривании неф-
тяной залежи необходимо без промедления проводить гидроди-
намические исследования скважин. В рассмотренном примере
при 49 гидродинамически исследованных скважинах понижаю-
щий коэффициент будет 0,8680 и проектный дебит нефти будет
увеличен в =1,4744 раза с 0,500 до 0,737 млн т/год или на
и, ООО /
0,237 млн т/год, что даст дополнительный годовой экономиче-
ский эффект 23,7 млн дол/год или 23,7-26 = 616,2 млн руб./год.
341
Чтобы проектная добыча официально была увеличена с
0,500 млн т/год до 0,723 млн т/год необходимо подготовить До-
полнительную записку к действующему проекту разработки неф-
тяного месторождения и защитить на ЦКР - центральной комис-
сии по разработке нефтяных месторождений. Будет хорошо, если
по действующему проекту все мероприятия выполнялись в срок
и только природная продуктивность нефтяных пластов оказалась
значительно выше принятой в проекте.
Но, кроме проблемы обоснованного уменьшения резервирова-
ния продуктивности нефтяных пластов и официального утвер-
ждения более высокого проектного дебита нефти, существует
другая проблема: обеспечение выполнения этого проектного де-
бита нефти, для чего необходимо: по всем работающим скважи-
нам постоянно осуществлять контроль удовлетворительной точ-
ности за дебитом нефти и воды и регулярно проводить гидроди-
намические исследования с определением их забойных и пласто-
вых давлений, их коэффициентов продуктивности по нефти и
воде.
В чем проявляется отсутствие удовлетворительного контроля
и регулярных гидродинамических исследований? В отсутствии
индивидуально по скважинам удовлетворительного подбора глу-
бинных насосов и режимов их работы. Это наглядно проявляется
в хаотическом разбросе значений забойного давления по скважи-
нам; например, при пластовом давлении Рпл = 200 ат, давлении
насыщения Рнас = 100 ат и проектном забойном давлении на
уровне давления насыщения Рс = Рлас = 100 ат фактические зна-
чения забойного давления почти равномерно распределены от
минимального значения Р™т = 20 ат до максимального значения
ртм _ gg ат на рассмаТрИВаемой нефтяной залежи средний
коэффициент продуктивности скважины по нефти г|0 =
= 0,5 т/(сут-ат). При идеальном выполнении проекта средний
дебит добывающей скважины равен
<7сР = По (рпл - рс) = 0,5 (200 -100) = 50 т/(сут ат).
При забойном давлении ниже давления насыщения Рс < Рпас =
= 100 ат действует показатель снижения продуктивности по неф-
ти а = 0,03 1 /ат.
С учетом этого средний дебит нефти добывающей скважины
рассчитывается по следующей формуле:
342
min
= ——((iso-loo) • f 200 - (1Ё21122Г
180-20 \ / 2
0,03
200-100 + ——f200 — 20 + —Ц-^1
0,03 < 0,03)
-0,03(100-20)
= 15+11,873 = 26,873 т/сут.
Таким образом, из-за отсутствия гидродинамических исследо-
ваний скважин и хаотического разброса значений забойного дав-
ления средний дебит нефти уменьшается
26,873 1 1 4 ОС
—~ ; в 1,86 раза.
50 1,86061 1,86 к
При показателе снижения коэффициента продуктивности по
нефти а = 0,02 1 /ат средний дебит нефти будет
<уср= 15+16,1818=31,1818 т/сут,
при этом дебит нефти уменьшится в 31’^818- = 0,62364 = , а
Эи 1, OUu J
= -™, в 1,60 раза.
1,60 F
Вывод.
Благодаря постоянному качественному контролю работы и ре-
гулярным гидродинамическим исследованиям скважин оказыва-
ется возможным в 1,5-2 раза увеличить проектный дебит нефти.
При практическом осуществлении разработки нефтяных за-
лежей постоянный контроль и регулярные гидродинамические
исследования скважин позволяют не снижать в 1,4-1,8 раза те-
кущий дебит нефти.
Повторяем и подчеркиваем: контроль и гидродинамические
исследования скважин позволяют получать колоссальные техно-
логические и экономические эффекты.
343
4.10. О ВОЗМОЖНЫХ РЕЗЕРВАХ ЗНАЧИТЕЛЬНОГО
УВЕЛИЧЕНИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ
При проектировании разработки нефтяных месторождений
проектную добычу нефти определяют неточно, даже в случае са-
мой высокой квалификации проектировщиков и самой хорошей
их работы. И в этом нет ничьей вины - в этом виновата приро-
да: нефтяные пласты обычно обладают очень высокой природной
зональной неоднородностью по продуктивности.
Люди, не изучавшие природную неоднородность нефтяных
пластов, обычно не верят в такую высокую неоднородность.
Нефтяные скважины трудно бурить и трудно гидродинамиче-
ски исследовать. Гидродинамические исследования не дают пря-
мым образом дополнительную добычу нефти. Поэтому узкие
специалисты, не представляющие в целом большую сложную
проблему рациональной разработки нефтяных месторождений,
предложили сильно уменьшить охват скважин гидродинамиче-
скими исследованиями, по давно разрабатываемым месторожде-
ниям довести до 10 %, и это предложение внесли в Регламент.
На многих разрабатываемых нефтяных месторождениях давно
существовало и существует поныне такое фактическое положе-
ние. Но где это сказывается негативно? Получается, что по мно-
гим или почти по всем добывающим скважинам нет достоверной
информации об их продуктивности; значит, невозможно обосно-
ванно задать производительность глубинным насосам, спущен-
ным в эти скважины; значит, эта производительность задается
наугад. Тогда нетрудно выполнить математические расчеты и
определить, что если фактические забойные давления добываю-
щих скважин оказываются равномерно распределенными между
рациональным забойным давлением и пластовым давлением, то
депрессия на нефтяные пласты (депрессия - разность пластового
и фактического забойных давлений) оказывается уменьшенной в
2 раза! Представьте себе: при одних и тех же запасах нефти, при
одном и том же числе скважин, при одних и тех же вложенных
колоссальных капитальных затратах (на одну скважину расходу-
ется 30-50 и более миллионов рублей, на тысячу скважин 30-50
и более миллиардов рублей!) из-за отказа от гидродинамических
исследований скважин в 2 раза уменьшается депрессия на неф-
тяные пласты и, соответственно, в 2 раза уменьшается фактиче-
ская текущая добыча нефти! Например, по месторождению те-
кущая добыча нефти вместо 4 млн т в год составляет 2 млн т.
При текущей цене 1 т нефти более 15 тыс. руб. потеря составля-
ет более 30 млрд руб.! А затраты на гидродинамические исследо-
вания 1000 скважин меньше в 100 с лишним раз.
344
В рассмотренном случае наблюдалось уменьшение депрессии,
забойное давление не снижалось ниже давления насыщения. Но
возможен другой, более высокий уровень бесконтрольности, ко-
гда по незнанию производительность глубинного насоса завыша-
ется, происходит значительное снижение коэффициентов про-
дуктивности по нефти без снижения коэффициентов продуктив-
ности по воде, и без увеличения нефтеотдачи пластов происхо-
дит катастрофическое увеличение текущей обводненности!
По большинству нефтяных залежей снижение забойного дав-
ления добывающих скважин ниже давления насыщения осущест-
вляется искусственно принудительно путем завышения произво-
дительности глубинных насосов.
Однако по части нефтяных залежей с высоким начальным га-
зосодержанием нефти, доля которых невелика, наверное, около
10 %, но число достаточно велико, уже известно более 10 зале-
жей, снижение забойного давления значительно ниже давления
насыщения происходит естественно самопроизвольно, как только
перестают искусственно с помощью штуцера поддерживать высо-
кое давление на устье скважины и забойное давление удерживать
на уровне давления насыщения. По таким нефтяным залежам
хаотическое снижение забойного давления добывающих скважин
ниже давления насыщения приводит к снижению текущей до-
бычи нефти в 2-5-10 раз и снижению нефтеотдачи в 1,5—2—
4 раза.
Главной причиной катастрофического срыва запроектирован-
ной нефтеотдачи пластов является отсутствие специальных гид-
родинамических исследований при работе скважин на несколь-
ких стационарных режимах при забойных давлениях выше и ни-
же давления насыщения. Совершенно необходимо тем, кто занят
разработкой конкретных нефтяных залежей, установить конкрет-
ные для этих залежей закономерности снижения и катастрофи-
ческого снижения коэффициента продуктивности по нефти при
снижении забойного давления ниже давления насыщения.
Много раз по многим нефтяным залежам наблюдавшаяся за-
кономерность снижения коэффициента продуктивности по нефти
г| при снижении забойного давления Рс ниже давления насыще-
ния Риас имеет следующий вид:
И = ц()-е’“(Р,'ас’Рг) при Рс < Рняс,
И = По при Рс > Рнас.
Очень важно бывает определить а - показатель снижения ко-
эффициента продуктивности по нефти:
345
л' и л" при Р' и Р”, Рнас> Р' > Р”.
По девонскому горизонту известного Ромашкинского место-
рождения этот показатель равен
а = 0,07 1/ат;
по Узеньскому месторождению в Казахстане этот показатель ра-
вен а = 0,035 1/ат; по Талинскому месторождению в Западной
Сибири этот показатель больше 0,030 1/ат.
Если показатель равен 0,030 1/ат, давление насыщения равно
Рвас = 170 ат, а минимальное забойное давление фонтанирования
безводной нефтью равно Рсфон = 40 ат, то снижение коэффициен-
та продуктивности по нефти при снижении забойного давления
до минимального давления фонтанирования будет в
v = 5» = = 49.40 = 50 раз.
п
При этом депрессия на нефтяные пласты увеличивается с
(Рпл - Рнас) = (220-170) = 50 ат до (Рпл -Р*°н) = (220-40) = 180 ат,
т.е. в — = 3,6 раза.
При забойном давлении выше давления насыщения при ко-
эффициенте продуктивности по нефти т]0 = 1 т/(сут ат) дебит
скважины при депрессии 50 ат равен
q = Л o'(Рпл - Рнас) = 1-50 = 50 т/сут.
При увеличении депрессии с 50 ат до 180 ат дебит нефти ста-
новится равным <7 = — (Рпл - Рсфон) - • (220-40) = 3,6 т/сут, т.е.
дебит нефти не увеличивается до q = 1 (220-40) = 180 т/сут, а
наоборот, уменьшается до q = 3,6 т/сут.
При ясном понимании произошедшего катастрофического па-
дения можно осуществить обратный ход и вернуть к жизни (воз-
родить к эффективной разработке) целый ряд нефтяных место-
рождений, в том числе очень крупных, кратно-многократно уве-
личив текущую добычу нефти и конечную нефтеотдачу.
Надо понять, что для увеличения добычи нефти необходимо
вместо привычного увеличения депрессии на нефтяные пласты
осуществить рациональное уменьшение депрессии.
346
К сожалению, пока многие этого не понимают и предлагае-
мую технологию возрождения месторождения называют экстен-
сивной, а сами продолжают увеличивать депрессию.
К сожалению, обычно восстановление (установление) нового
забойного давления происходит быстрее, чем восстановление
(установление) нового коэффициента продуктивности по нефти.
При снижении забойного давления ниже давления насыщения
происходит запаздывание ухудшения коэффициента продуктив-
ности по нефти, и не сразу становится заметной беда; и обратно
при увеличении забойного давления не сразу видят улучшение
коэффициентов продуктивности по нефти. Но запаздывание
ухудшения измеряется в неделях, всего одна-две-три недели.
Снова обратимся к высокой природной зональной неоднород-
ности пластов по продуктивности. В качестве универсального
показателя неоднородности давно принят квадрат коэффициента
вариации V2. Обычно зональная неоднородность пластов по про-
дуктивности бывает довольно большая, в пределах от V? = 0,5 до
Vn2 =1,5, в среднем равная V? = 1,0.
При первоначальном проектировании разработки нефтяной
залежи, когда число разведочных скважин в пределах нефтяной
залежи невелико и еще меньше пи - число гидродинамически
исследовайных скважин, а по - общее число проектных скважин
(по проектной сетке), включая (по - пи) - число будущих еще
непробуренных и гидродинамически неисследованных скважин,
велико; относительная среднеквадратичная ошибка определения
средней величины коэффициента продуктивности всех проект-
ных скважин по небольшому числу уже существующих и гидро-
динамически исследованных скважин равна
относительная среднеквадратичная ошибка определения коэффи-
циента продуктивности по каждой отдельной еще непробуренной
и гидродинамически исследованной скважине равна
Д = ±1 или ±100 %;
фактическая ошибка может быть в пределах от -100 % до
+500 %.
Если для проектирования разработки нефтяной залежи было
гидродинамически исследовано «и = 25 скважин, а общее число
проектных скважин будет по = 1000, то средняя ошибка среднего
коэффициента всех проектных скважин будет
347
A = + —^==±0,2 или +20 %,
возможная ошибка будет в пределах ±3-А = ±3-0,2 = ± 0,6 или
60 %.
Для 90%-ной надежности проектной добычи нефти, когда в 90
случаях из 100 проектная добыча нефти не будет завышенной -
не будет больше фактически возможной, вводится понижающий
коэффициент
= 1-1,З-Д;
в конкретном случае
£ = 1-1,З-Д = 1-1,3-0,2 = 0,74 = ,
т.е. расчетная добыча нефти понижается в 1,35 раза и принима-
ется в качестве проектной. Теперь только в 10 случаях из 100,
несмотря на выполнение всех запроектированных мероприятий,
фактически возможная добыча нефти будет ниже проектной; а в
остальных 90 случаях из 100 фактически возможная добыча неф-
ти будет больше проектной. Возможная ошибка будет в пределах
от -(60-26) = -34% до +(60 + 26) = + 86 %. Принятое резервиро-
вание части проектной добычи нефти уменьшает отрицательную
ошибку и увеличивает положительную ошибку. Это надо пом-
нить, чтобы по пробуренным и гидродинамически исследован-
ным скважинам учесть природную возможность увеличить про-
ектную добычу нефти в среднем в 1,35 раза. Это - природный
дар, и грех не воспользоваться этим природным даром, почти без
дополнительных экономических затрат значительно увеличить
добычу. В нашей стране основную выгоду от добычи нефти по-
лучает государство (более 80 % от реализации на мировом рын-
ке); и не следует государственным контролирующим ведомствам
преследовать недропользователей за увеличение добычи нефти
выше проектного уровня, и тем самым значительно уменьшать
экономический эффект для государства!
Преследовать надо за варварскую неграмотную разработку
нефтяных залежей, когда хотят увеличить добычу нефти, но дей-
ствуют неграмотно по-варварски и вместо увеличения получают
уменьшение добычи нефти!
Контролировать надо объемы и качество гидродинамических
исследований скважин и использование полученной информации
при оптимизации режимов работы скважин.
Вернемся к числу гидродинамически исследованных скважин.
Если бы на момент проектирования разработки нефтяной залежи
348
было исследовано не 25, а только 16 или даже 9 скважин, то по-
нижающий коэффициент для обеспечения 90%-ной надежности
проектной добычи нефти был бы:
£ = 1-1,3~ = 1-1,3-0,25 = 0,675 = —;
/16 1,48
£ = 1 _ 1, з 1 = 1 _ 1, з. о, 333 = о, 567 = —.
Ъ у/9 1,76
Увеличение числа гидродинамически исследованных скважин
с пи = 9 до «и = 16 увеличивает проектную добычу нефти в
1,76 л in пе 1,48 л
-Ц- = 1,19 раза и с пи = 16 до пи = 25 в = 1,10 раза.
1,4о 1,35
При физически возможной годовой добыче нефти в 4 млн
т/год при 9 гидродинамически исследованных скважинах про-
ектная добыча нефти равна 2,27 млн т/год или меньше на
1,73 млн т/год, при 16 исследованных скважинах проектная до-
быча нефти равна 2,70 млн т/год или меньше на 1,30 млн т/год,
при 25 исследованных скважинах проектная добыча нефти равна
2,96 млн т/год или меньше на 1,04 млн т/год.
Через год-другой после начала разработки нефтяной залежи
после бурения и гидродинамического исследования 100 скважин
относительная среднеквадратичная ошибка определения среднего
коэффициента продуктивности уменьшится до
Д = ±-Д= =±0,1 или 10 %;
/100
понижающий коэффициент, обеспечивающий 90%-ную надеж-
ность проектной добычи нефти, станет равным
5=1-1,30,1=0,87 =4-
1,15
Тогда возникает потребность в увеличении проектной добычи
нефти:
при пи = 9 —> пи — 100 в = 1,53 раза;
A, A
при пи = 16 -> пи = 100 в = 1,29 раза;
1 35
при пи = 25 —> пи = 100 в у— = 1,17 раза.
Среднее различие двух соседних скважин по величине коэф-
фициента продуктивности М = — (при нынешних довольно
п<
349
редких сетках скважин) зависит от зональной неоднородности
пластов по продуктивности V? следующим образом:
Л/ср = 1 +
2
'у2 + 2
_Л__ _ 1
V2
Сделаем расчеты по этой формуле:
V2 п 0,5 0,667 0,834 1,0 1,167 1,333 1,5
мср 2,62 3,00 3,37 3,73 4,09 4,44 4,79
Как видно, среднее различие коэффициентов продуктивности
у двух соседних скважин при зональной неоднородности Vn2 = 1,0
равно Мср = 3,73. Разброс значений коэффициентов продуктивно-
сти по скважинам хаотический, и различие значений случается и
меньше и значительно больше, до 10 и более.
Поэтому при проектировании разработки нефтяной залежи
необходима представительная группа гидродинамически исследо-
ванных скважин. Но при осуществлении запроектированной раз-
работки нефтяной залежи представительной группы гидродина-
мически исследованных скважин явно недостаточно. Гидродина-
мические исследования должны регулярно проводиться не менее
1 раза в год по всем работающим скважинам. Это необходимо,
чтобы правильно задать режим их работы, чтобы существенно
или значительно увеличить их дебит нефти.
Успех разработки нефтяной залежи обеспечивают четыре
главные компоненты.
Первая компонента - наличие достаточных запасов нефти.
Вторая - наличие современной мощной техники для бурения
и эксплуатации скважин.
Третья - эффективная технология извлечения запасов нефти.
И четвертая, на которую пока явно недостаточно обращают
внимания, - управляемость разработкой нефтяной залежи - эф-
фективность управления очень сложным процессом разработки
нефтяной залежи с применением огромного числа скважин, каж-
дая из которых индивидуальна; с осуществлением по каждой
скважине постоянного контроля удовлетворительной точности,
регулярного, не реже 1 раза в год, проведения гидродинамиче-
ских исследований и на основе достоверной информации опти-
мизации режима работы.
350
Отсутствие удовлетворительной четвертой компоненты при-
водит к снижению добычи нефти в 1,5-2 раза, а в отдельных слу-
чаях в 4 раза и более; резко снижается текущая добыча нефти и
полнота извлечения запасов нефти из недр.
Поэтому необходимо, до разведки новых огромных запасов
нефти, до осуществления огромных капитальных затрат в буре-
ние и эксплуатацию новых скважин, до радикального усовершен-
ствования технологии извлечения запасов нефти, радикально
повысить управляемость разработкой нефтяных месторождений
и значительно увеличить добычу нефти в целом по стране.
4.11. СТРАТЕГИЯ ВОЗРОЖДЕНИЯ НЕФТЯНОГО
МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Давным-давно, более 10 лет назад, была выдвинута [13] прав-
доподобная гипотеза, подтвержденная фактическими данными по
рассматриваемому месторождению и специально проведенными
расчетами, объясняющая: почему погибло месторождение, почему
вместо потенциально возможной нефтеотдачи 45 % фактическая
нефтеотдача оказалась равной 9-11 %.
Суть этой гипотезы в том, что рассматриваемое месторожде-
ние оказалось совершенно непохожим на другие давно разраба-
тываемые месторождения, особенно, расположенные в пределах
Урало-Поволжья, где многие руководящие работники нефтяной
промышленности приобретали свой практический опыт; на этом
месторождении обнаружилось явление, не известное на месторо-
ждениях Урало-Поволжья: минимальное забойное давление фон-
танирования нефтью добывающих скважин примерно на 130 ат
ниже давления насыщения нефти газом; при снижении устьевого
давления добывающих скважин автоматически происходит сни-
жение их забойного давления; при фонтанной эксплуатации при
отказе от штуцирования и при переходе от фонтанной эксплуа-
тации к глубиннонасосной эксплуатации автоматически происхо-
дит максимальное снижение забойного давления ниже давления
насыщения, что приводит в прискважинных зонах нефтяных
пластов к разгазированию нефти - к распаду нефти на три фа-
зы - газовую, жидкую и твердую, последнюю в виде твердых час-
тиц асфальтенов и парафинов. Хотя твердых асфальтено-пара-
финовых частиц выпадает мало (доли и единицы % от отбирае-
мой нефти), но они накапливаются в небольших прискважинных
зонах пластов радиусом около 1 м, доля которых в общем
фильтрационном сопротивлении пластов довольно велика, даже
у незасоренных пластов она более 30 %, а у засоренных пластов
351
она может составлять 90 % и более. Вот такое ничем не стиму-
лированное самопроизвольное снижение забойного давления до-
бывающих скважин, выпадение из нефти и накопление в пластах
вблизи забоев скважин твердых асфальтено-парафиновых частиц,
резкое увеличение фильтрационного сопротивления для нефти,
резкое снижение коэффициентов продуктивности скважин по
нефти, как будто резко увеличилась вязкость нефти, и маловяз-
кая нефть стала высоковязкой. Именно это составляет непри-
вычное ранее неизвестное явление. При этом коэффициент про-
дуктивности скважин по воде остается неизменным, не снижает-
ся. Поэтому резкое снижение коэффициентов продуктивности по
нефти при неизменности коэффициентов продуктивности по во-
де приводит к резкому увеличению текущей обводненности без
увеличения нефтеотдачи пластов. В этом резком увеличении об-
водненности и её приближении к предельной максимально до-
пустимой обводненности и есть суть резкого снижения нефтеот-
дачи пластов.
Логично обратное движение к снижению обводненности
скважин и увеличению нефтеотдачи пластов состоит в резком
увеличении коэффициентов продуктивности по нефти необвод-
ненных нефтяных слоев и пластов.
Для иллюстрации рассматриваемого явления приведем ре-
зультаты расчетов по отдельной добывающей скважине значений:
коэффициента продуктивности по нефти, дебита нефти и дебита
воды, а также обводненности в зависимости от снижения забой-
ного давления (табл. 4.4). При снижении забойного давления
возрастает депрессия (разность пластового и забойного давле-
ний), возрастает снижение ниже давления насыщения и, соответ-
ственно, снижается коэффициент продуктивности по нефти. Дан-
ные для этих расчетов (пластовое давление 250 ат, давление
насыщения нефти газом 170 ат, начальные коэффициенты
продуктивности по нефти 1 т/(сут-ат) и по воде 0,2 т/(сут-ат), а
также удельный показатель снижения коэффициента продуктив-
ности по нефти 0,04 1/ат) были взяты по рассматриваемому ме-
сторождению в работе [13].
Наблюдаемому явлению резкого снижения дебита нефти и
резкого увеличения обводненности кто-то видит объяснение в
наличии суперколлекторов, имеющих в десятки раз более высо-
кую проницаемость, и предлагает соответствующие меры воздей-
ствия - повышение вязкости вытесняющего агента; кто-то видит -
в слишком большой и избыточной закачке воды и предлагает
уменьшить закачку воды; кто-то видит - в резком уменьшении
продуктивности необводненных нефтяных слоев и пластов и
предлагает меры по резкому увеличению продуктивности - про-
352
Таблица 4.4
Коэффициенты продуктивности, дебиты нефти, дебиты воды
и обводненности в зависимости от снижения забойного давления
добывающей скважины
Забой- ное давле- ние, ат Депрес- сия, ат Снижение ниже дав- ления насыще- ния, ат Коэффициент продуктив- ности по неф- ти т/(сутат) Коэффициент продуктивнос- ти по воде т/(сутат) Дебит нефти, т/сут Дебит воды, т/сут Обводнен- ность, доли
170 80 0 1 0,2 80 16 0,167
160 90 10 0,670 0,2 60,3 18 0,230
150 100 20 0,449 0,2 44,9 20 0,308
140 110 30 0,301 0,2 33,1 22 0,399
130 120 40 0,201 0,2 24,1 24 0,499
120 130 50 0,135 0,2 17,6 26 0,596
110 140 60 0,091 0,2 12,7 28 0,688
100 150 70 0,061 0,2 9,2 30 0,765
90 160 80 0,041 0,2 6,6 32 0,829
80 170 90 0,027 0,2 4,6 34 0,881
70 180 100 0,018 0,2 3,2 36 0,918
60 190 110 0,012 0,2 2,3 38 0,943
50 200 120 0,008 0,2 1,6 40 0,962
40 210 130 0,006 0,2 1,3 42 0,970
ведение гидравлических разрывов и других обработок пластов.
Многие из этих мер на рассматриваемом месторождении в про-
шлые годы уже были проведены и не дали результата (не дали
долговременного устойчивого положительного результата) и на-
оборот усугубили положение. Дефект этих и других мер воздей-
ствия в том, что они не направлены на повышение забойного
давления до давления насыщения нефти газом; а при забойном
давлении ниже давления насыщения многие локальные меры по
интенсификации оказываются безрезультатными и даже отрица-
тельными. Локальные меры по интенсификации при отсутствии
системной оптимизации разработки обычно оказываются безре-
зультатными. Это многократно было установлено на многих дру-
гих разрабатываемых месторождениях. В отличие от многих
предложенных мер локального воздействия здесь предлагается
системная оптимизация разработки, т.е. оптимизация во всех
звеньях последовательной цепи.
Кто-то думает и даже утверждает, что предлагаемый нами
путь возрождения месторождения является экстенсивным, а не
интенсивным. На рассматриваемом месторождении интенсивных
мер (применения высокопроизводительных глубинных насосов и
других) уже было достаточно, но они не дали положительного
результата. Нужен принципиально иной путь системной оптими-
зации разработки, что увеличит дебит нефти добывающих сква-
12 — 857
353
жин в 3-5 раз и более, в 3 раза и более повысит нефтеотдачу
пластов; прирост извлекаемых запасов нефти в целом по место-
рождению может составить 300 млн т.
На рассматриваемом месторождении нет суперколлекторов, но
достаточно большая расчетная послойная неоднородность по
проницаемости, количественно характеризуемая квадратом ко-
эффициента вариации V2 = 1,0.
Эту послойную неоднородность по проницаемости можно
представить серией слоев различной проницаемости (табл. 4.5).
Системная оптимизация разработки нефтяной залежи - по-
другому, оптимизация системы разработки, но не какой-то ее
второстепенной детали, а одной из основных деталей, без кото-
рой просто-напросто нет системы. Приведем примитивный при-
мер: была табуретка с четырьмя ножками, одна ее ножка слома-
лась. Спрашивается, что делать? Одни считают, что, прежде
всего, надо восстановить четвертую ножку. А другие не обраща-
ют внимания на сломанную ножку и предлагают усовершенст-
вовать вообще ножки, т.е. оставшиеся ножки: их укреплять,
улучшать, раскрашивать. Хотя при трех ножках, пусть улучшен-
ных и усовершенствованных, табуретка не будет полноценной
табуреткой, останется неполноценной, опасной для использо-
вания.
Система разработки состоит: из нагнетательных скважин и
окружающих их добывающих скважин, из нефтяных пластов,
куда закачивают воду и откуда извлекают нефть, из промыслово-
го хозяйства для закачки воды и для отбора и подготовки нефти.
На рассматриваемой залежи фактически вышли из строя добы-
вающие скважины, которые почти перестали добывать нефть, но
Таблица 4.5
№ слоя Толщина слоя в долях толщи- ны всех слоев Проницаемость слоя в долях сред- ней проницаемости всех слоев
1 0,005 6,60
2 0,015 4,60
3 0,030 3,41
4 0,050 2,61
5 0,100 1,91
6 0,100 1,40
7 0,100 1,05
8 0,100 0,80
9 0,100 0,60
10 0,100 0,42
11 0,100 0,27
12 0,100 0,15
13 0,100 0,05
Сумма 1,000 1,00
354
продолжают добывать воду. Почти перестали добывать нефть,
потому что резко самопроизвольно произошло снижение забой-
ного давления добывающих скважин, значительно ниже давления
насыщения нефти газом, произошло выделение из нефти раство-
ренного газа и выпадение твердых частиц асфальтенов и пара-
финов и в итоге резкое снижение коэффициентов продуктивно-
сти по нефти и резкое катастрофическое увеличение обводненно-
сти.
Принципиально важно понять, от чего произошло резкое
снижение дебита нефти, резкое увеличение обводненности, рез-
кое снижение конечной нефтеотдачи и вообще прекращение раз-
работки - от значительного снижения забойного давления насы-
щения! Следовательно, надо забойное давление увеличивать до
давления насыщения и тем самым увеличивать коэффициенты
продуктивности по нефти! Без увеличения коэффициентов про-
дуктивности по воде! Снижение коэффициентов продуктивности
по нефти произошло из-за накопления твердых частиц асфальте-
нов и парафинов в ближайших прискважинных зонах пластов.
Без повышения забойного давления до давления насыщения
процесс накопления твердых частиц асфальтенов и парафинов не
прекратится и, значит, мероприятия по интенсификации (раз-
личные ОПЗ, глубокая перфорация, гидравлический разрыв) не
дадут положительного результата - не дадут устойчивого долго-
временного положительного результата! Повышение забойного
давления до давления насыщения - это восстановление нормаль-
ной работы добывающих скважин, это восстановление работы
системы. Но снижение забойного давления ниже давления на-
сыщения и обратное повышение забойного давления - процессы
с запаздыванием: при снижении забойного давления ниже давле-
ния насыщения запаздывает снижение коэффициентов продук-
тивности по нефти, при обратном повышении забойного давле-
ния запаздывает повышение коэффициента продуктивности по
нефти.
При значительном и полном засорении прискважинных зон
пластов асфальтенами и парафинами промедление с восстанов-
лением продуктивности по нефти может быть слишком большим
и тогда в ход идут активные методы: как и прежде, повышение
забойного давления до давления насыщения, но вместо пассивно-
го ожидания будет активное применение методов интенсифика-
ции (ОПЗ, глубокой перфорации, гидравлического разрыва).
Повышение пластового давления по сравнению с первона-
чальным дополнительно на 50-80 ат с экранированием области
повышенного пластового давления, чтобы не произошло оттока
нефти во внешнюю водоносную область и потери там части из-
12;
355
влекаемых запасов нефти, - это важная компонента предлагаемой
инновационной технологии.
При аккуратной разработке рассматриваемой нефтяной зале-
жи с удержанием с самого начала забойного давления добываю-
щих скважин на уровне давления насыщения дополнительное
увеличение пластового давления позволяет удвоить текущую
добычу нефти.
Вместе с добывающими скважинами, у которых уже восста-
новлены коэффициенты продуктивности по нефти, должны рабо-
тать их нагнетательные скважины, обеспечивая их закачкой во-
ды. Увеличение закачки воды позволяет увеличить пластовое
давление, депрессию и дебиты нефти.
4.11.1.0 ВОССТАНОВЛЕНИИ ПРОДУКТИВНОСТИ
ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН
Восстановление системы разработки и системная оптимизация
разработки рассматриваемого экспериментального участка начи-
нается с восстановления отдельных звеньев системы, прежде все-
го, отдельных добывающих скважин. На экспериментальном уча-
стке есть действующий фонд добывающих скважин, всего 16
скважин, и пассивный фонд, всего 51 скважина. Если скважины
в пассивный фонд попали по причине крайне низкого дебита
нефти и очень высокой обводненности, то во время прошедшей
длительной остановки их забойное давление возросло до пласто-
вого. Определение пластового давления по межтрубному кольце-
вому пространству может быть затруднено из-за скопившегося
газа. Этот газ целесообразно выпустить и заменить на жидкость
постоянной плотности - на добытую дегазированную нефть. При
механизированной эксплуатации необходимы глубинные насосы
с изменяемой производительностью. Благодаря этому возможен
плавный запуск добывающей скважины в работу, начиная с
крайне низкого дебита нефти, чтобы забойное давление обяза-
тельно было выше давления насыщения; в дальнейшем по мере
естественного роста забойного давления его надо будет умень-
шать, увеличивая производительность глубинного насоса, но за-
бойное давление всегда должно оставаться выше давления насы-
щения. Это - пассивный метод восстановления работы скважины
и увеличения ее коэффициента продуктивности по нефти. Этот
метод самопроизвольного восстановления продуктивности по
нефти можно осуществлять в течение 3 мес. И если существен-
ных результатов не будет, то надо переходить к активным мето-
дам. Но сначала надо провести геофизические и гидродинамиче-
ские исследования.
356
Исследования глубинным расходомером работы слоев и пла-
стов можно осуществить сначала на режиме закачки при закачке
в скважину дегазированной нефти под давлением газа передвиж-
ного компрессора, а затем на режиме откачки при выпуске газа
из скважины.
Метод исследования при закачке-откачке дегазированной
нефти сам по себе является средством восстановления продук-
тивности нефтяных слоев и пластов.
Более активным методом восстановления продуктивности по
нефти является глубокая перфорация с глубиной перфорацион-
ных каналов 1 м и более.
Глубокую перфорацию нефтяных слоев и пластов можно сде-
лать в одной плоскости, сориентировав эту плоскость вдоль ряда
добывающих скважин.
Еще более активным методом повышения продуктивности по
нефти является гидравлический разрыв. После глубокой перфо-
рации в одной плоскости по направлению вдоль ряда добываю-
щих скважин может быть контролируемый направленный гидро-
разрыв пластов с максимальной успешностью и эффективностью.
Отборы из добывающих скважин должны быть обеспечены
закачкой воды в соседние нагнетательные скважины. Вообще ра-
бота добывающих и нагнетательных скважин должна быть вза-
имно согласована.
4.11.2. ЦЕННОСТЬ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ВОЗРОЖДЕНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Ценность успешного осуществления на рассматриваемом экс-
периментальном участке технологии возрождения месторождения
является не только местной конкретной, но и глобальной.
Местная конкретная ценность состоит в том, что по экспери-
ментальному участку и в целом по месторождению может быть
получен очень большой прирост добычи нефти и, соответственно,
очень большой экономический эффект.
Глобальная ценность состоит в положительном примере для
многих других месторождений мира, где в процессе разработки
забойные давления добывающих скважин были ниже давления
насыщения.
Может быть немного месторождений, где фактические извле-
каемые запасы нефти так сильно, в 3-4 раза, были снижены по
сравнению с официально утвержденными и потенциально воз-
можными и теперь благодаря технологии возрождения (систем-
ной оптимизации разработки) могут быть увеличены в 3-4 раза;
но довольно много месторождений, где в процессе разработки
фактические извлекаемые запасы нефти были снижены в 1,5-
357
2 раза и теперь благодаря технологии возрождения могут быть
увеличены в 1,5-2 раза. Среди таких месторождений есть круп-
ные и крупнейшие месторождения.
4.12. СПЕЦИАЛЬНЫЙ АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ
ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОГО УЧАСТКА ТАЛИНСКОГО
МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Цель: установить возможное будущее на основе анализа из-
вестного прошлого.
Что произошло при разработке Талинского месторождения:
проявили себя ранее неизвестные действующие факторы или
проявила себя неграмотность тех, кто проектировал и осуществ-
лял разработку месторождения; тех, кто принимал решения. В
определенной мере неграмотность была общая, а не индивиду-
альная. Мало кто из руководителей разработкой месторождения
наблюдал опыт фонтанной эксплуатации, когда уменьшение от-
верстия штуцера, соответственно, значительное увеличение устье-
вого и забойного давлений - увеличение препятствий для движе-
ния нефти приводит к увеличению дебита нефти! Это надо хоть
однажды увидеть, удивиться и запомнить. Такого практически
нельзя было увидеть в пределах Урало-Поволжья. Такое можно
было увидеть на Кавказе, в Казахстане и, вот снова, в Западной
Сибири на Талинском месторождении. Кстати, таких месторож-
дений в Западной Сибири много, не одно Талинское; наверное,
их более десяти, но доля их в общем числе мала. Такие месторо-
ждения имеются и в других нефтедобывающих районах, напри-
мер, в Волгоградском. Кроме отсутствия у многих, причастных к
Талинскому месторождению, опыта рациональной разработки
таких месторождений, хромала теория разработки таких место-
рождений.
Главное отличие таких залежей и месторождений: нефть с вы-
соким начальным газосодержанием, высокое давление насыщения
нефти газом, близкое или равное начальному пластовому давле-
нию, низкое минимальное забойное давление фонтанирования
добывающих скважин (минимальное забойное давление при ми-
нимальном устьевом давлении); беду усугубляет высокое содер-
жание в нефти асфальтенов и парафинов, которые в виде твер-
дых частиц выпадают при снижении забойного давления ниже
давления насыщения и накапливаются в самой чувствительной
призабойной зоне нефтяных пластов, резко увеличивая фильтра-
ционное сопротивление для нефти, придавая маловязкой нефти
черты высоковязкой нефти.
358
Имея в виду основное решающее значение ближайшей приза-
бойной зоны нефтяных пластов (в незасоренных твердыми час-
тицами асфальтенов и парафинов пластах прискважинная зона
радиусом 1 м содержит 30 % всего фильтрационного сопротив-
ления, радиусом 5м- более 50 % фильтрационного сопротивле-
ния и радиусом 25 м - более 70 %) при засорении асфальтенами
и парафинами, фильтрационное сопротивление зоны радиусом
1 м может быть увеличено в 10-20 раз и более, и тогда вместо
30 % будет составлять 80-90 % и более.
Уменьшение коэффициента продуктивности скважин по неф-
ти можно представить следующей формулой:
П = По • при Рс < Рпас.
В этой формуле Цо ~ коэффициент продуктивности скважины
по нефти при забойном давлении выше давления насыщения
Рс > Рнас.
В этом состоянии в начальный период при фонтанной экс-
плуатации максимальный дебит нефти равен
= По ' (Лл - Лас) •
При переходе с фонтанной эксплуатации на глубиннонасос-
ную, когда не поддерживают искусственно высокое забойное
давление на уровне давления насыщения, конкретно, Рс = Риас =
= 170 ат, когда забойное давление оказывается значительно ниже
давления насыщения Рс < Ряж, формула дебита нефти добываю-
щей скважины принимает вид
= ПоГ"' (Рт-Р.к+АР).
Соотношение этих двух дебитов нефти равно
уО) = ^0 =_________(Лл Лас)__________ (Лл Лас) . g+адР^
. (р — р — ) (р — Р — АР^)
4 е I гпл гнас I \пл «ас }
величина показывает во сколько раз дебит нефти в началь-
ный период больше, чем дебит нефти в i-м году при снижении
забойного давления Р^ ниже давления насыщения Рнас на вели-
чину а - показатель снижения коэффициента продуктивно-
сти по нефти при ДР°) = 1 ат.
359
Целью специального анализа разработки участка Талинского
месторождения, который должен стать экспериментальным уча-
стком по восстановлению продуктивности скважин по нефти,
является проверка и подтверждение по данным за прошедшие
годы величины а - показателя снижения продуктивности сква-
жин по нефти. После подтверждения величины а этот показа-
тель можно будет использовать при прогнозировании восстанов-
ления продуктивности по нефти, значительного увеличения де-
бита нефти и снижения дебита воды, резкого снижения обвод-
ненности и значительного увеличения нефтеотдачи пластов.
Динамика основных технологических показателей по экспе-
риментальному участку Талинского месторождения за прошед-
ший период времени (1990-2006 гг.) показана в табл. 4.6. В этой
таблице по годам показаны: добыча нефти (в тыс. т), дебит неф-
ти добывающей скважины (в т/сут), добыча жидкости в тыс. т,
дебит жидкости добывающей скважины (в т/сут); дебит воды
равен разности дебитов жидкости и нефти, отношение дебита
воды к дебиту жидкости показывает обводненность в долях; так-
же показаны по годам число работающих добывающих и нагне-
тательных скважин и закачка воды.
В следующей табл. 4.7 по годам показаны: дебит нефти добы-
вающей скважины q®, во сколько раз снижается дебит нефти
добывающей скважины в i-м году по сравнению с дебитом нефти
<7о в 1990 г. v^ = -^r, какое при этом происходит снижение за-
бойного давления ниже давления насыщения какое проис-
ходит увеличение фильтрационного сопротивления для нефти
с(») _ е+а 5 а с учетом последнего и весового дебита воды
добывающей скважины qB (в т/сут) был получен расчетный
дебит воды qBt = -%, наконец, с учетом расчетного дебита во-
сг
ды и дебита нефти была определена расчетная обводненность
Д = . Увеличение расчетной обводненности В* приводит к
уменьшению расчетной доли нефти (1-В,).
Итак, дебит нефти добывающей скважины уменьшается, пре-
жде всего, потому что происходит самопроизвольное или прину-
дительное при высокой обводненности жидкости (при увеличен-
ной производительности глубинного насоса) снижение забойно-
го давления ниже давления насыщения, при этом происходит
360
Таблица 4.6
Динамика основных технологических показателей по экспериментальному участку Талинского месторождения
Год Добыча нефти, тыс т Дебит нефти добывающей скважины, т/сут Добыча жид- кости, тыс. т Дебит жидкости добывающей скважины, т/сут Обводнен- ность, доли Число рабо- тающих до- бывающих скважин Закачка воды, тыс. м3 Число рабо- тающих нагне- тательных скважин
1990 365,5 41,1 400,0 45,0 0,086 24 1225,2 7
1991 758,8 20,9 1255,4 34,6 0,396 99 4618,7 41
1992 446.0 9.0 1736,3 35,1 0,743 136 4159,5 57
1993 188,9 4,2 1428,9 32,1 0,868 123 3517,7 50
1994 107,5 3,8 1177,4 41,4 0,909 78 2540,5 39
1995 64,8 2,5 11113 43,2 0,942 71 1723,4 37
1996 58,9 2,3 1265,4 49,1 0,953 71 2372,6 41
1997 48,6 2,1 847,7 36,9 0,943 63 1346,7 31
1998 39,9 2,9 389,1 283 0,898 38 1094,7 15
1999 44,3 3.3 392,0 29,4 0,887 37 737.0 И
2000 45,9 3,1 550,2 37,3 0,917 41 824,7 9
2001 45.1 3,1 578,0 39,4 0,922 40 949,7 9
2002 31,2 2,5 588,2 47,6 0,947 34 1138,6 9
2003 29.7 2,6 533,7 46,2 0,944 31 899,5 10
2004 36,1 3,1 543,6 46,5 0,934 32 671,3 10
2005 49,5 3,2 7323 47,5 0,932 42 950,5 13
2006 60,1 2,9 994,6 48,0 0,940 57 1233,4 19
362
Таблица 4.7
Результаты расчета по годам снижения забойного давления добывающей
скважины ниже давления насыщения АР6'*, увеличения фильтрационного
сопротивления для нефти с(0 и расчетной обводненности В.
Год Дебит нефти добывающей скважины </°, т/сут Снижение дебита нефти v« -Jt g<0 Снижение за- бойного давле- ния ниже давле- ния насыщения Л/*0, ат ?>= Дебит воды добывающей скважины q„ т/сут Расчетный дебит воды <?«• г' Расчетная обводнен- ность В, Расчетная доля нефти 1-В.
1990 41,1 1 0 1 3,9 3,9 0,087 0,913
1991 20,9 1,97 43,5 3,69 13,7 3,7 0,150 0,850
1992 9,0 4,57 83,4 12,21 26,1 2,14 0,190 0,810
1993 4,2 9,79 116,0 32,46 27,9 0,86 0,170 0,830
1994 3,8 10,82 120,0 36,60 37,6 1,03 0,213 0,787
1995 2,5 16,44 137,3 61,50 40,7 0,66 0,209 0,791
1996 2,3 17,87 141,0 68,72 46,8 0,68 0,228 0,772
1997 2,1 19,57 144,0 75,19 34,8 0,46 0,180 0,820
1998 2,9 14,17 131,3 51,37 25,4 0,49 0,145 0,855
1999 3,3 12,45 126,0 43,82 26,1 0,60 0,154 0,846
2000 3,1 13,26 128,6 47,37 34,2 0,72 0,188 0,812
2001 3,1 13,26 128,6 47,37 36,3 0,77 0,199 0,801
2002 2,5 16,44 137,3 61,50 45,1 0,69 0,216 0,784
2003 2,6 15,81 136,0 59,15 43,6 0,74 0,222 0,778
2004 3,1 13,26 128,6 47,37 43,4 0,92 0,229 0,771
2005 3,2 12,84 127,3 45,56 44,3 0,97 0,233 0,767
2006 2,9 14,17 131,3 5137 45,1 0,88 0,233 0,767
разгазирование нефти в ближайшей призабойной зоне и, соот-
ветственно, увеличение фильтрационного сопротивления для
нефти. Но это уменьшение дебита нефти из-за снижения забой-
ного давления ниже давления насыщения несколько приумень-
шено, потому что происходит уменьшение числа работающих
скважин за счет выбытия менее дебитных скважин (если это
учесть, то снижение дебита нефти будет больше). С другой сто-
роны, снижение дебита нефти работающей добывающей скважи-
ны из-за снижения забойного давления ниже давления насыще-
ния несколько преувеличено, потому что на наблюдаемое сниже-
ние дебита еще влияет увеличение расчетной обводненности В„ и
уменьшение расчетной доли нефти (1-5«).
Эти две дополнительные причины действуют противополож-
но: одна завышает наблюдаемый дебит нефти и занижает его
снижение; другая занижает наблюдаемый дебит нефти и факти-
чески завышает его снижение, поскольку не исключает снижение
расчетной доли нефти (l-В.). Поэтому эти две дополнительно
действующие причины в наших расчетах не учитываются.
Проведенные расчеты выполнены при вполне определенных
условиях (Рпл = 220 ат, Рнас = 170 ат и Рс = 40 ат) и показателе
снижения продуктивности пластов по нефти а = 0,03 1/ат. Но
этот показатель снижения продуктивности а = 0,03 1/ат требует
дополнительных доказательств.
Поэтому в табл. 4.8 для трех значений показателя снижения
продуктивности скважины по нефти (а = 0,02 1/ат, а = 0,03 1/ат
и а = 0,04 1/ат) были сделаны расчеты А/*0 - снижения забой-
ного давления добывающих скважин ниже давления насыщения.
Полученные результаты показывают, что показатель снижения
продуктивности не может быть равным а = 0,02 1/ат, посколь-
ку тогда получаются физически невозможные слишком большие
Таблица 4.8
Снижение забойного давления ниже давления насыщения АР*' *
при различных значениях а - показателя снижения продуктивности
скважины по нефти
Годы ДР0, ат
при а = 0,02 1/ат при а = 0,03 1/ат при а = 0,04 1/ат
1990 0 0 0
1991 82,7 43,5 28,0
1992 143,6 83,4 57,0
1993 193,2 116,0 81,0
1994 199,5 120,0 84,0
1995 225,3 137,3 97,0
1996 230,3 141,0 100,0
1997 236,0 144,0 102,0
363
значения АР*-1-* в пределах 193,2-236,0 ат, которые не могут быть
больше давления насыщения Рнас = 170 ат. Показатель снижения
продуктивности может быть в пределах от 0,03 1/ат до 0,04 1/ат.
Пока принимаем равным а = 0,03 1/ат.
Итак, по рассматриваемому участку Талинского месторожде-
ния, намеченному для проведения экспериментальных работ по
восстановлению продуктивности добывающих скважин по нефти,
в будущее экспериментальное время будут работать как мини-
мум 60 скважин. К тому времени по экспериментальному участ-
ку уже будет добыто нефти Од = 2500 тыс. т. Предельная расчет-
ная доля вытесняющего агента (воды) в дебите жидкости добы-
вающих скважин будет равна А = В» = 0,233. При этом при рас-
четной послойной неоднородности нефтяных пластов по прони-
цаемости, равной V2 = 1,0, согласно [10. Приложение. Таблица 9],
коэффициент использования подвижных запасов равен Кэ = 0,337
и относительный отбор жидкости в долях подвижных запасов
нефти равен F = 0,359.
Разработка экспериментального участка в случае успешного
проведения эксперимента будет завершаться при предельной
расчетной доле вытесняющего агента в дебите жидкости добы-
вающей скважины А = 0,950. При этом коэффициент использо-
вания подвижных запасов нефти будет Кэ = 0,843 и относитель-
ный отбор жидкости будет F = 2,855. С учетом этого, а также
поправок 5 = 0,9863 и 6f = 0,7181, согласно [3], начальные из-
влекаемые запасы нефти равны
х-. 2500 0,843 6253,7 coznco сохл
2» = ода 09863 = 6340’58 = 6340 ТЫС- т
и начальные извлекаемые запасы жидкости равны
п 2500 2,855 21179,5 а/. лпслл
2™ = ода отш = ’0,7181 = 29493>84 3 29500 ТЫС- Т-
При текущем состоянии, т.е. до повышения забойного давле-
ния добывающих скважин и повышения их коэффициента про-
дуктивности по нефти, амплитудный дебит нефти на 1 добы-
вающую скважину равен
7оэ = / п3поо = 1427,64 = 1420 т/год = 1,42 тыс. т/год
или ql03 = 0,11833 тыс. т/мес.
Амплитудный дебит 60 добывающих скважин равен
364
q03 = 1,42-60 = 85,2 тыс. т/год
или q03 = 7,1 тыс. т/мес.
Далее все 60 добывающих скважин разделим на 3 группы по
20 скважин. Эти группы скважин будут входить в эксперимент
по восстановлению продуктивности с интервалом в 1 мес. По
каждой группе скважин повышение забойного давления будет
происходить в 4 этапа, а каждый этап будет продолжаться 1 мес:
в первую половину месяца будет происходить уменьшение де-
прессии, соответственно, повышение забойного давления, а во
вторую половину месяца в соответствии с увеличенным забой-
ным давлением будет увеличенный коэффициент продуктивно-
сти по нефти.
По отдельной группе из 20 скважин в первый месяц забойное
давление увеличится с 50 ат до 80 ат, снижение ниже давления
насыщения уменьшится с 120 ат до 90 ат, депрессия уменьшится
с 170 ат до 140 ат, коэффициент продуктивности нефти увели-
чится в
е+а.дР=е+0,03.30 = 246 раза
и амплитудный дебит нефти в среднем за месяц увеличится в
1^.1.(1+2,46) = 1,425 раза;
во второй месяц депрессия уменьшится со 140 ат до 110 ат, сни-
жение забойного давления ниже давления насыщения уменьшит-
ся с 90 ат до 60 ат и коэффициент продуктивности по нефти
увеличится в
е+а дР=е+0.03.60 = 2)462= 6)()5 раза
и амплитудный дебит нефти увеличивается в
(2,46+6,05) = 2,753 раза;
в третий месяц депрессия уменьшается до 80 ат и снижение за-
бойного давления ниже давления насыщения уменьшается до
30 ат, соответственно, коэффициент продуктивности по нефти
увеличится в
е+0,03.90 = 2 463= 14j9 раза
и амплитудный дебит нефти увеличится в
365
^•1 (6,05+14,9) = 4,929 раза;
наконец, в четвертый месяц депрессия уменьшается до 50 ат, за-
бойное давление восстанавливается до давления насыщения, ко-
эффициент продуктивности по нефти увеличится в
е+0,03120 = 2 464 = 36 6 раза
и амплитудный дебит нефти увеличится в
^ 1.(14,9+36,6) = 7,574 раза;
а после завершения восстановления продуктивности добываю-
щих скважин по нефти амплитудный дебит по нефти увеличится
в
^•36,6 = 10,765 раза.
Далее в табл. 4.9 показан расчет амплитудного дебита в месяц
по 3 группам по 20 скважин, всего 60 скважин, с учетом за-
планированного порядка восстановления продуктивности сква-
жин.
За 6 мес эксперимента на рассматриваемом участке по 60 до-
бывающим скважинам амплитудный дебит должен увеличиться в
203,98 z 7000 а о
-—^— = 4,7883 = 4,8 раза,
1 • О
в последующее время амплитудный дебит будет стабильно
выше в
10,925 = 10,9 раза.
Таблица 4.9
Динамика изменения амплитудного дебита по месяцам по группам скважин и в
Группа сква- жин Число сква- , жин До эксперимента Во время
1 2
I 20 0,11833-20 = 2,3666-1,425 = 2,3666-2,753 =
= 2,3666 = 3,3724 = 6,5152
II 20 2,3666 2,3666 3,3724
III 20 2,3666 2,3666 2,3666
I+II+III 60 7,1 8,106 12,254
Z 8,106 20,360
366
В настоящее время на рассматриваемом участке текущая ве-
совая обводненность отбираемой жидкости почти достигла своей
предельной величины, и накопленная добыча нефти приблизи-
лась к своему пределу - к начальным извлекаемым запасам неф-
ти при существующей глубиннонасосной эксплуатации скважин
со снижением забойного давления ниже давления насыщения на
120 ат. Примем, что при такой технологии начальные извлекае-
мые запасы нефти по 60 добывающим скважинам около
3000 тыс. т.
А далее нам надо рассчитать динамику добычи нефти и жид-
кости в 2009 г. и в последующие годы.
Амплитудный дебит нефти в год будет равен
<7о = 77,565 12 = 930,78 = 930 тыс. т/год
при новой технологии (с забойным давлением добывающих
скважин на уровне давления насыщения) начальные извлекаемые
запасы нефти равны
Qo = 6340 тыс. т;
годовая интенсивность отбора запасов нефти будет равна
= 930-= одзббб 1/год;
1~<7о----------6340 + ^-930
накопленная добыча нефти к концу 2007 г. равна
Од = 2500 тыс. т;
при этом уравнение добычи нефти будет иметь вид (в тыс.
т/год)
целом по экспериментальному участку в тыс. т/мес
эксперимента После эксперимента
3 4 5 6 7 8
2,3666-4,929 = = 11,665 6,5152 3,3724 21,553 2,3666-7,574 = = 17,925 11,665 6,5152 36,105 2,3666-10,925 = = 25,855 17,925 11,665 55,445 25,855 25,855 17,925 69,635 25,855 25,855 25,855 77,565 25,855 25,855 25,855 77,565
41,913 78,018 133,463 203,98
367
q{t} = Z-f Qo -Qa -£g(,)] = 0,13666 f6340-2500-175-X<7(i) =
( t-i >
= 0,13666- 3665,
< i=i >
где 175 тыс. т - добыча нефти за 2008 г.;
начальные извлекаемые запасы жидкости равны
Од» = 29500 тыс. т;
накопленная добыча жидкости к концу 2007 г.
Qa= е«-^7= 2500 2663'2 = 2663 ™с т:
годовая интенсивность отбора текущих извлекаемых запасов
жидкости будет
IF =—Ло-----=-----930---=0,03104 1/год;
Qfo+^tfo 29500 + --930
при этом уравнение добычи жидкости принимает вид (в тыс.
т/год)
Qfv-Qfz-I^ =0,03104- 29500-2663-250=
0,03104-| 26587
где 250 - расчетный отбор жидкости за 2008 г.
По представленным уравнениям была рассчитана динамика
добычи нефти и жидкости при новой технологии (когда забойное
давление добывающих скважин постоянно удерживается на
уровне давления насыщения Рс - Рнас = 170 ат) в период времени
от 2009 до 2018 г., т.е. после 2008 г. - после восстановления про-
дуктивности 60 работающих добывающих скважин. Результаты
этих расчетов представлены в табл. 4.10.
Если за десятилетний период 1997-2006 гг. на рассматривае-
мом экспериментальном участке по 60 работающим добывающим
скважинам было добыто 430 тыс. т нефти и 4600 тыс. т воды, то
после осуществления восстановления продуктивности этих сква-
жин по нефти в следующий десятилетний период 2009-2018 гг.
будет добыто 2820 тыс. т нефти, т.е. больше на 2820-430 =
368
Таблица 4.10
Динамика добычи нефти и жидкости на экспериментальном участке
Талинского месторождения после восстановления продуктивности
по 60 работающим добывающим скважинам в 2008 г.
Год Годовая добыча нефти, тыс. т Дебит нефти добывающей скважины, т/сут Годовая добыча жидкости, тыс. т Дебит жидко- сти добываю- щей скважи- ны, т/сут Обводнен- ность, доли Годовая закачка воды, тыс. т
2008 175 8,0 900 41,1 0,806 1075,0
2009 500,9 22,9 825,3 37,7 0,392 1326,2
2010 432,4 19,7 799,6 36,5 0,460 1232,0
2011 373,3 17,0 774,8 35,4 0,519 1148,1
2012 322,3 14,7 750,8 34,3 0,571 1073,1
2013 278,3 12,7 727,5 33,2 0,618 1005,8
2014 240,2 11,0 704,9 32,2 0,658 945,1
2015 207,4 9,5 683,0 31,2 0,695 890,4
2016 179,1 8,2 661,8 30,2 0,729 840,9
2017 154,6 7,1 641,3 29,3 0,758 795,9
2018 133,5 6,1 621,4 28,4 0,785 754,9
2821,9 7190,3
= 2390 тыс. т или больше в 6,6 раза, и вместе с нефтью будет
добыто воды 4400 тыс. т, даже меньше, чем прежде, на 4600-
_ 4400 = 200 тыс. т.
Такое значительное увеличение добычи нефти на 2390 тыс. т
не требует увеличения геологических запасов нефти, не требует
бурения свыше 100 новых скважин и, соответственно, значитель-
ных дополнительных капитальных затрат (около 10 млрд руб.).
Технологический и экономический эффекты по отдельному экс-
периментальному участку могут быть столь велики, что восста-
новление продуктивности скважин по нефти надо будет без про-
медления осуществить в целом по всему месторождению по всем
работающим добывающим скважинам. Тогда технологический и
экономический эффекты увеличатся в несколько десятков раз.
Больше всего в этом заинтересовано наше государство, являю-
щееся владельцем недр.
Выводы.
1. Благодаря восстановлению продуктивности добывающих
скважин по нефти и постоянному удержанию забойного давле-
ния на высоком уровне давления насыщения темп отбора теку-
щих извлекаемых запасов нефти и дебит нефти увеличиваются в
10 с лишним раз.
2. Благодаря значительному снижению текущей обводненно-
сти начальные извлекаемые запасы нефти увеличиваются в 2 с
лишним раза.
369
По всем добывающим скважинам надо постоянно контроли-
ровать дебит жидкости, обводненность, дебит нефти и забойное
давление; регулярно определять коэффициенты продуктивности
по нефти и воде.
Для постоянного точного контроля забойного давления необ-
ходимо добывающие скважины оборудовать глубинными посто-
янно действующими манометрами с постоянной электрической
связью с дневной поверхностью.
4.13. О ПРОГНОЗИРОВАНИИ КАТАСТРОФИЧЕСКОГО
ПАДЕНИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ
Можно ли предвидеть и предсказать дату катастрофического
падения добычи нефти по какому-то крупному или даже круп-
нейшему месторождению, важному для нефтедобывающего рай-
она? Широко распространено мнение, что предвидеть и предска-
зать, как всякую природную катастрофу, нельзя.
Но в действительности это не так, в действительности можно
предвидеть и предсказать. Для этого надо постоянно контроли-
ровать добычу нефти и воды и число работающих скважин. В
связи с числом скважин надо экспериментально и специальными
расчетами определить действительную долговечность скважин до
их аварийного выбытия. Невысокая долговечность скважин пря-
мо связана с невысоким качеством проектирования и осуществ-
ления бурения скважин.
Знать действительную долговечность скважин необходимо,
чтобы различать причины выбытия скважин:
- из-за ограниченной долговечности, из-за аварий;
- из-за достижения проектной предельной высокой обводнен-
ности;
- из-за достижения невысокой, но нежелательной обводненно-
сти; возможно, что в реальных условиях выключение таких не-
достаточно обводненных скважин увеличивает текущую добычу
нефти.
Одним из важных признаков возможного будущего катастро-
фического падения добычи нефти являются высокие и сверхвы-
сокие коэффициенты продуктивности скважин по нефти, что
воспользоваться ими в полной мере с самого начала нельзя, ина-
че были бы сверхвысокие дебиты нефти и сверхвысокие годовые
темпы отбора извлекаемых запасов нефти, и вскоре после разбу-
ривания и достижения максимальной годовой добычи нефти бы-
ли бы сверхвысокие годовые темпы падения добычи нефти.
Сверхвысокие годовые темпы добычи нефти и, соответствен-
370
но, падения добычи нефти могут быть из-за сверхвысоких и до-
полнительно увеличенных коэффициентов продуктивности сква-
жин по нефти и сгущения сетки скважин, т.е. уменьшения пло-
щади и извлекаемых запасов нефти на скважину. У какой-то
части специалистов-нефтяников есть ничем неограниченная
страсть к применению гидравлических разрывов пластов, в том
числе большеобъемных, и к сгущению сеток скважин. Вообще-то
все надо считать с учетом природной продуктивности и расчле-
ненности пластов, с учетом удельных извлекаемых запасов нефти
на единицу площади нефтяных пластов, а при проведении меро-
приятий с учетом дополнительного увеличения продуктивности
скважин и неравномерности вытеснения нефти. По нефтяным
пластам, где уже наблюдается избыток продуктивности, где уже
нельзя в полной мере использовать природную продуктивность,
не надо ее дополнительно увеличивать путем проведения гидро-
разрывов. Это может негативно повлиять и дополнительно суще-
ственно увеличить неравномерность вытеснения нефти, значит,
как минимум, значительно увеличить отбор воды и возможно
уменьшить нефтеотдачу пластов.
Чтобы проблему предсказания катастрофического падения до-
бычи нефти рассудить не на словах, а на числах, надо знать и
применить уравнения разработки нефтяной залежи, конкретно,
уравнение добычи нефти и уравнение добычи жидкости, также
формулы амплитудного дебита нефти рассматриваемой нефтяной
залежи (эксплуатационного объекта), начальных извлекаемых
запасов нефти и жидкости.
Итак, уравнения разработки нефтяной залежи:
- уравнение добычи нефти
(«) Г /
- уравнение добычи жидкости
371
(A ( ia f~l r\\ ( <-l /л)
_ ?0 (j(t) _ у («) _ T . 01 . n(t) _ у „(») .
4f 1 (A *^0 ^F iF ^CFO "o LAf >
+ <=1 ' <=‘ >
- формула амплитудного дебита залежи
<7о} = т-По‘по}'(Л., - рс)•<₽•£=<?г-(рсн - рс) = ql04°;
- формула начальных извлекаемых запасов нефти
Q'0 = Ql'X. = <2* К, кс-К,-К, = Q^K, = Q\ nW;
- формула начальных извлекаемых запасов реальной жид-
кости, взаимосвязь извлекаемых запасов реальной жидкости,
нефти и расчетной жидкости
QS» = ^‘)+(2?»-<2J‘,h«;
0^2 = <2^')+(<2Йо
\ 'Но
- формула начальных извлекаемых запасов расчетной жид-
кости после исключения влияния коэффициента различия физи-
ческих свойств нефти и вытесняющего агента (обычно вытес-
няющей воды) Цо
Q^ = Q^.F = Qi -п®;
^FO ^FO ° ’
формулы начальных извлекаемых запасов нефти и расчетной
жидкости
жестко взаимосвязаны
к3=кзя+(кзк-кЛа-
d oil \ аЛ oil / '
F = K3„ + (K3K-KA\n-L~-,
( F-Km
^4 = ~ -^зн • ^4 = 1 g (^зк-^зн
К —К ’
ЛЗК JX3H
372
F = Кзн + (К- К Ylnf ;
' ’ \F3K-K3 )
для расчета величин К3 и F надо знать Кзп и Кзк
. ZZ _ _____£_____
зн 1,2 + 4,2У2 ’ зк 0,95 + 0,25 V2 ’
а также знать А и Цо
д _ Л___________.
(1 Л2) Мо + ^2 ’
т +1
-^5 т + цн m + Ён.. К1>5
ц = ----------------1^-Ь = Ца------------^-Ь = ,
_Ёа_.^ + _Ё^Ун т + 1 ун т + 1
гИ,5 ,а rrl,5
•*'в
на завершающей стадии разработки с учетом выбытия обводнен-
ных добывающих и превращения отдельных выбывших добы-
вающих в нагнетательные т = 1 и
1 + • К1В'5
М°=—тЪ-------т^=|-(1 + М.)7.-
11-1 гн
В приведенных уравнениях и формулах использованы сле-
дующие обозначения: д(с) - годовой дебит нефти рассматриваемой
залежи в t-м году; q^t[’ - годовой дебит в предыдущем (t-1) году;
q$ - амплитудный дебит нефтяной залежи в t-м году; -
введенные в разработку начальные извлекаемые запасы нефти в
t-м году, т.е. к середине t-ro года; ql0 и Qo ~ удельный ампли-
тудный дебит нефти и удельные начальные извлекаемые запасы
нефти на одну проектную скважину; - число проектных
скважин, пробуренных и введенных в действие в t-м году, т.е. к
середине t-ro года; I - годовой темп отбора текущих извлекаемых
запасов нефти; дебиты q^\ qfi и q^ в тыс. т/год или млн т/год
и запасы нефти , Qo, и Q^f) в тыс. т или в млн т; q^2 -
373
дебит жидкости в t-м году в тыс. т/год или млн т/год; ц0 - ко-
эффициент различия физических свойств нефти и вытесняющего
агента (обычно вытесняющей воды); qfi - годовой дебит расчет-
ной жидкости в t-м году; - введенные в разработку в t-м
году, т.е. к середине t-ro года, начальные извлекаемые запасы
жидкости в тыс. т или в млн т; - введенные в разработку в
t-м году, т.е. к середине t-ro года, начальные извлекаемые запасы
расчетной жидкости; 1р ~ годовой темп отбора текущих извле-
каемых запасов расчетной жидкости; т - среднее число дней ра-
боты скважины в году, сут/год; г|0 - начальный коэффициент
продуктивности скважины по нефти, т/(сут-ат); (Рсн - Рс) - раз-
ность забойных давлений нагнетательных и добывающих сква-
жин, ат; (р - функция относительной производительности про-
ектной скважины, например, при рассредоточенном заводнении,
когда все добывающие скважины расположены на первых орби-
тах относительно нагнетательных и соотношение добывающих и
нагнетательных равно т:
1 1
Ф ” 1 +
Ц. т
- понижающий коэффициент, учитывающий влияние зональ-
ной неоднородности нефтяных пластов по продуктивности; q'Ot -
удельный амплитудный дебит на одну проектную скважину и
1 ат разности забойных давлений (Рсн - Рс); ql0 - удельный амп-
литудный дебит на одну проектную скважину; - разбурен-
ные и введенные в разработку к середине t-ro года балансовые
геологические запасы нефти; Као - коэффициент нефтеотдачи,
который здесь представляется в виде произведения четырех ко-
эффициентов-сомножителей: Къ - вытеснения, Кс - сетки, Кнс -
надежности системы (сетки скважин) и К3 - заводнения или ис-
пользования подвижных запасов нефти; =Q^ Кс -Кнс -
введенные в разработку к середине t-ro года подвижные запасы
нефти; К3 - доля отбора подвижных запасов нефти; Кзн - доля
отбора подвижных запасов нефти за начальный период до про-
рыва вытесняющего агента в добывающую скважину; Кзк - мак-
симальная доля отбора подвижных запасов нефти; F - относи-
тельный отбор расчетной жидкости в долях подвижных запасов
374
нефти; А - предельная расчетная доля вытесняющего агента в
дебите жидкости добывающей скважины; она зависит от К3 или
F, в свою очередь К3 зависит от F или F зависит от К3, V2 - пока-
затель неравномерности вытеснения нефти агентом в добываю-
щую скважину; цн и ца - вязкости нефти и вытесняющего агента
в пластовых условиях; ун - плотность нефти в поверхностных
условиях; b - объемный коэффициент нефти, показывающий
увеличение объема из-за растворенного газа; уа - плотность вы-
тесняющего агента (обычно вытесняющей воды) в пластовых
условиях; ц. и у, - соотношение подвижностей и плотностей вы-
тесняющего агента и нефти в пластовых условиях; Л2 ~ предель-
ная весовая доля вытесняющего агента (обычно вытесняющей
воды) в дебите жидкости добывающей скважины.
Величины V2 и Цо предпочтительно определять по представи-
тельной группе добывающих скважин, безаварийно достигших
высокой обводненности, а величину р» можно определять по
скважинам, которые сначала были добывающими, а затем стали
нагнетательными, по соотношению их коэффициентов приеми-
стости и продуктивности.
Приведем примеры расчета и предсказания катастрофического
падения дебита нефти.
Пример 1.
Средний коэффициент продуктивности добывающей скважи-
ны по нефти в начальный период до прорыва вытесняющего
агента (воды) равен т| = 2 т/(сут-ат), объем воды для замещения
1 т нефти в пластовых условиях равен у. = 1,333, соотношение
подвижностей вытесняющей воды и нефти в пластовых условиях
равно ц. = 2, коэффициент различия физических свойств (под-
вижностей и плотностей) нефти и вытесняющей воды в пласто-
вых условиях
Ho = |(1 + Н.)г. = |(1 + 2) 1,333 = 2;
пластовое давление равно Рпл = 170 ат, давление насыщения неф-
ти газом Рнас = 90 ат, заводнение осуществляется по площадной
обращенной 9-точечной схеме с соотношением добывающих и
нагнетательных скважин т = 3, при этом функция относительной
производительности проектной скважины равна
11 1 1 по
ф 1 1 ’ 1 , 1 t 1 X Ч ~
_ + * + т — + i 1 + 3
ц. т 2 3
понижающий коэффициент, учитывающий зональную неодно-
375
родность нефтяных пластов по продуктивности примем равным
£ = 0,75, число рабочих дней в году равно т = 333 сут/год, с уче-
том всего этого формула амплитудного дебита принимает вид
- Л )<Р^ = 333-2.nW.(/>a - Рс ).0,3 0,75 =
= 150п^-(Рск - Рс) т/год = 0,00015-п*',-(Р„ - Рс) млн т/год.
При этом пластовое давление равно
Л, = = (Лк 2 + • 3) /(2+3)=?., -0,4+Р. -о,6,
при Рсн = 270 ат и Рс = 105 ат получается Рпл = 171 ат. Подвиж-
ные запасы нефти равны
Q? = млн т.
В первый период разработки нефтяной залежи предельная ве-
совая доля агента (воды) в дебите жидкости добывающей сква-
жины равна Л2 = 0,5. При этом предельная расчетная доля агента
А = ------= 7----------- = 0,333.
(1-Л2)-ц0+Л2 (1-0,5)-2 + 0,5
При этом коэффициент использования подвижных запасов
нефти равен
к3=кЛкзк-кЛа,
при V2 = 0,667
is ______1____________1_______ л 05.
“ 1,2 + 4,2-V2 1,2 + 4,2-0,667 ’ ’
jz ________1_____ _ 1______ — Г) ЯСИ-
эк 0,95 + 0,25-V2 0,95 + 0,25-0,667
(К„ - К„) = (0,895 - 0,250) = 0,645;
К, = 0,25+0,6450,333 = 0,4648
и относительный отбор жидкости в долях подвижных запасов
нефти равен
376
F = X3H+(X3K -X3HYln-?- = 0,25+0,645-ln—!— = 0,5112,
а проектная нефтеотдача рассчитана при предельной весовой до-
ле вытесняющего агента А2 = 0,98 и при предельной расчетной
доле агента
д _______Лг___________0,98______ л пело
(1-Л2)-ц0+Л2 (1-0,98)-2+ 0,98 и’уоио’
при этом коэффициент использования подвижных запасов нефти
оказывается равным
К3 = 0,25+0,6450,9608 = 0,8697,
и относительный отбор расчетной жидкости получается равным
F = 0,25+0,645-1115-+^ = 2,3392.
1—и,Уо11о
С учетом этого уравнение добычи нефти принимает вид
<^= «Л =
/=i J
0,000150 п® (Рсн -Рс)
' (J 1 СИ V f
0,1 л? • К, + - • 0,000150 пР (Рсн - Р?|
' и •> 2 7 у Си V J
о, i-nw-x3-£</'>
< 1=1 J
------------------- Гол • к, - £</*>'
666,67-7----------,=1 '
(Рсн-Рс) 2
и уравнение добычи расчетной жидкости принимает вид
(t)_ 0,000150-4f) -(PCH-Pc)
0,1 nf> • F + | • 0,000150 • 4f) • (Ре
t-1
. о,1-^-^-хУ° =
к /=1 ,
СН С I
СН
1
F 1
666,67-т-------? + -
(Рсн-Рс) 2
к i=l У
Далее уравнения разработки нефтяной залежи представим для
двух ситуаций.
377
Первая ситуация: извлечение малообводненных запасов неф-
ти, когда А2 = 0,5, А = 0,333, Кэ = 0,4648 = 0,465 и F = 0,5112 =
= 0,511,
уравнение добычи нефти
<?"’= 3-то* 1---(o,O465 n<»-gX
,+0,5 I i=i J
(Рсн-Л)
и уравнение добычи расчетной жидкости
9f) = —зГГ------[0,0511-nW-S#
, ° ,+0,5 к «=1 /
(Рсн - -Рс)
Вторая ситуация: извлечение всех экономически рентабель-
ных запасов нефти: Д2 = 0,98, А = 0,9608, К3 = 0,8697 = 0,870 и
F= 2,3392 = 2,339,
уравнение добычи нефти
?W = —ЙГ--------------1°-0870
. ЭОи , +0,5 I 1=1 )
(Рсн - -Рс )
у СП V I
и уравнение добычи расчетной жидкости
= —гаг-------fo,2339 .
При заданной годовой добыче нефти q^ приходится опреде-
лять необходимый годовой темп отбора от текущих извлекаемых
запасов нефти
0,0870 п? |
I 1=1 )
и необходимую для этого разность забойных давлений
--0,5
1
При заданной годовой добыче расчетной жидкости су/рприхо-
378
дится определять необходимый годовой темп отбора от текущих
извлекаемых запасов расчетной жидкости
_______
0,2339
и необходимую для этого разность забойных давлений
1560
±- - 0,5
При общем числе проектных скважин по = 1000 и годовом бу-
рении скважин Дпо =100 разбуривание и ввод в разработку рас-
сматриваемой нефтяной залежи завершается в 11-м году; вторая
ситуация возникает в 24-м году, когда вводят в разработку все
утвержденные извлекаемые запасы нефти и годовую добычу
нефти удерживают на <y(t) млн т/год.
Результаты расчета технологических показателей нефтяной
залежи представлены в табл. 4.11.
Итак, разбуривание нефтяной залежи идет равномерно в те-
чение 10 лет, и к середине следующего 11-го года завершается
ввод в разработку. В течение этих 11 лет разность забойных дав-
лений нагнетательных и добывающих скважин остается неизмен-
ной и составляет 30 ат, а годовой дебит нефти возрастает до
2,8 млн т/год, и годовой темп отбора от введенных в разработку
текущих извлекаемых запасов нефти составляет 9,2 %. В этот
период и в последующий период до 23-го года идет разработка
малообводненных извлекаемых запасов нефти. Но с 12-го года до
23-го года увеличивается разность забойных давлений с 40 ат до
150 ат, что позволяет увеличивать годовой дебит нефти до
3,5 млн т/год и в 16-м году удерживать на уровне более 3,0 млн
т/год. После 16-го года до 23-го года произошло крутое падение
добычи нефти с 3,0 млн т/год до 0,4 млн т/год с нарастающим
годовым темпом от 25 % до 39 %. Так почти полностью были
исчерпаны малообводненные извлекаемые запасы нефти. В 24-м
году в разработку вводятся все остальные обводненные и высо-
кообводненные извлекаемые запасы нефти. Годовой дебит нефти
в 24-м году увеличивается до 2 млн т/год и на этом уровне
удерживается до конца периода до 30-го года, а дебит жидкости
в 24-м году составляет 5 млн т/год и возрастает до 7 млн т/год в
30-м году. Отметим, что годовой дебит жидкости до 16-го года
379
380
Таблица 4.11
Пример 1. Расчет технологических показателей
Годы ДЛо (Рс,- - Я), ат / о5°, млн т 9(г) млит год х»">. 1=1 млн т Zf о(0 Ы1 1=1 <?.2 <]п В
1 100 50 30 0,092 2325 0,215 0,215 0,0843 2,555 0,22 0,215 0,000 0,215 0,000
2 100 150 30 0,092 6,975 0,624 0,839 0,0843 7,665 0,63 0,843 0,008 0.632 0,013
3 100 250 30 0,092 11,625 0,996 1,835 0,0843 12,775 1,01 1,849 0,020 1,016 0,020
4 100 350 30 0,092 16,275 1,333 3,167 0,0843 17,885 1,35 3,201 0,038 1,371 0,028
5 100 450 30 0,092 20,925 1,639 4,806 0,0843 22,995 1,67 4,870 0,060 1,699 0,035
6 100 550 30 0,092 25,575 1,917 6,723 0,0843 28,105 1,96 6,829 0,084 2,001 0,042
7 100 650 30 0,092 30,225 2,169 8,893 0,0843 33,215 2,22 9,053 0,110 2,279 0,048
8 100 750 30 0,092 34,875 2,398 11,291 0,0843 38,325 2,47 11,521 0,140 2,538 0,055
9 100 850 30 0,092 39,525 2.606 13,897 0,0843 43,435 2,690 14,211 0,168 2,774 0,061
10 100 950 30 0,092 44,175 2,795 16,691 0,0843 48,545 2,89 17,105 0,198 2,933 0,068
И — 1000 30 0,092 46,500 19,443 0,0843 51,100 2,866 19,971 0,230 2,981 0,077
12 - 1000 40 0,121 46,500 3,279 22,722 0,1108 51,100 3,449 23,420 0,340 3,619 0,094
13 — 1000 50 0,149 46,500 3,550 26,272 0,1366 51,100 3,781 27,201 0,462 4,012 0,115
14 — 1000 60 0,176 46,500 3,568 29,840 0,1617 51,100 3,964 31,165 0,792 4,360 0,182
15 — 1000 70 0,203 46,500 3,380 33,221 0,1862 51,100 3,730 34,895 0,700 4,080 0,172
16 — 1000 80 0,229 46,500 3,036 36,256 0,2100 51,100 3,424 38,319 0,776 3,812 0,204
17 — 1000 90 0,254 46,500 2.597 38,853 0,2332 51,100 3,004 41,323 0,816 3,412 0,239
18 — 1000 100 0,278 46,500 2,124 40,977 0,2558 51,100 2,526 43,849 0,804 2,928 0,275
19 - 1000 по 0,301 46,500 1,665 42,642 0,2778 51,100 2,042 45,891 0,754 2,419 0,312
20 — 1000 120 0,324 46,500 1,251 43,893 0,2993 51,100 1,589 47,480 0,676 1,927 0,351
21 — 1000 130 0,347 46,500 0,904 44,797 0,3202 51,100 1,191 48,671 0,574 1,478 0,388
22 - 1000 140 0,368 46,500 0,627 45,424 0,3406 51,100 0,861 49,532 0,468 1,095 0,427
23 — 1000 150 0,39 46,500 0,419 45,843 0,3606 51,100 0,601 50,133 0,364 0,783 0,465
24 — 1000 30 0,051 87,000 2,000 47,843 0,0190 233,900 3,493 53,626 2,986 4,986 0,599
25 — 1000 32 0,054 87,000 2,000 49,843 0,0203 233,900 3,662 57,288 3,324 5,324 0,624
26 — 1000 34 0,057 87,000 2,000 51,843 0,0216 233,900 3,817 61,105 3,634 5,634 0,645
27 — 1000 36 0,06 87,000 2,000 53,843 0,0228 233,900 3,942 65,047 3,884 5,884 0,660
28 — 1000 39 0,064 87,000 2,000 55,843 0,0247 233,900 4,173 69,220 4,346 6,346 0,685
29 — 1000 41 0,069 87,000 2,000 57,843 0,0259 233,900 4,268 73,488 4,536 6,536 0,694
30 — 1000 44 0,074 87,000 2,000 59,843 0,0278 233,900 4,462 77,950 4,924 6,924 0,711
был 4,0 млн т/год и выше. Затем резко падал с годовым темпом
от 21 % до 36 % до 0,8 млн т/год в 23-м году. В 24-м году дебит
жидкости сразу возрос до 5,0 млн т/год и дальше продолжал
расти до 7,0 млн т/год. Таким образом, к 24-му году пришлось
решать следующие трудные технические проблемы: все ранее
выключенные из-за обводнения добывающие скважины обратно
ввести в работу и осуществить необходимый рост пропускной
способности промыслового хозяйства.
Пример 2.
Этот вариант разработки нефтяной залежи отличается от пре-
дыдущего варианта (пример 1) только после 12-го года. После
13-го года вместо равномерного роста разности забойных давле-
ний нагнетательных и добывающих скважин осуществляют уско-
ренный рост, необходимый для удержания годового дебита неф-
ти на уровне 3,5 млн т/год. Но это удается до 17-го года, после
чего, начиная с 18-го года, несмотря на предельное увеличение
разности забойных давлений до 160 ат, происходит катастрофи-
ческое падение годового дебита нефти с годовым темпом 41 % с
дебита 2,5 млн т/год в 18-м году до дебита 0,5 млн т/год в 21-м
году. После чего в разработку вводят все остальные обводненные
и высокообводненные извлекаемые запасы нефти и годовой де-
бит нефти удерживают на уровне 2,0 млн т/год с 22-го до 30-го
года.
Результаты расчета технологических показателей нефтяной
залежи представлены в табл. 4.12.
Пример 3.
Этот вариант разработки залежи отличается от 1-го варианта
(пример 1), начиная с 13-го года, а от предыдущего 2-го варианта
(пример 2), начиная с 18-го года. По этому варианту, ради ста-
билизации дебита нефти на уровне 3,5 млн т/год, начиная с
23-го года и до 28-го года, постепенно вводят в разработку все
более и более обводненные извлекаемые запасы нефти, посте-
пенно увеличивая разность забойных давлений нагнетательных и
добывающих скважин с 46 ат до 160 ат. Но в 29-м году происхо-
дит крутое падение дебита нефти до 2,4 млн т/год, а в 30-м году
до 1,7 млн т/год, годовой темп падения 32 %.
По этому варианту 3 по сравнению с предыдущими варианта-
ми 1 и 2 значительно возрастают годовые дебиты жидкости и
составляют: в 13-м году 4 млн т/год, в 18-м году 6 млн т/год, в
22-м году И млн т/год, максимум в 27-м году 21 млн т/год. В
30-м году обводненность достигает 90 %.
Результаты расчета технологических показателей нефтяной
залежи представлены в табл. 4.13.
382
Таблица 4.12
Прим^£ 2. Расчет технологических показателей
1 Годы (Р« - Рс). ат I млн т ft) млнт Я • год м ы млн т h ей Ы’ *=1 <7«2 4F2 .В
13 50,0 0,1493 46,5 3,550 26,272 0,1366 51,100 3,781 27,201 0,462 4,012 0,115
14 60,0 0,1764 46,5 3,568 29,840 0,1617 51,100 3,964 31,165 0,792 4,360 0,182
15 73,9 0,2131 46,5 3,550 33.390 0,1955 51,100 3,917 35,082 0,734 4,284 0,171
16 97,1 0,2708 46,5 3,550 36,940 0,2493 51,100 4,018 39,100 0,936 4,486 0,201
17 141,4 0,3713 46,5 3,550 40,490 0,3435 51,100 4,156 43,256 1,212 4,762 0,255
18 160,0 0,4103 46,5 2,466 42,956 0,3800 51,100 3,018 46,274 1,104 3,570 0,309
19 160,0 0,4103 46,5 1,454 44,410 0,3800 51,100 1,871 48,145 0,834 2,288 0,365
20 160,0 0,4103 46,5 0,858 45,268 0,3800 51,100 1,160 49,305 0,604 1,462 0,413
21 160,0 0,4103 46,5 0,506 45,774 0,3800 51,100 0,719 50,024 0,426 0,932 0,457
22 28,8 0.0485 87,0 2,000 47,774 0,0183 233,900 3,367 53,391 2,734 4,734 0,578
23 30,4 0,0510 87,0 2,000 49,774 0,0193 233,900 3,486 56,877 2,972 4,972 0,598
24 32,0 0,0537 87,0 2,000 51,774 0,0203 233,900 3,596 60,473 3,192 5,192 0,615
25 33,9 0,0568 87,0 2,000 53,774 0,0215 233,900 3,731 64,204 3,462 5,462 0,634
26 36,0 0,0602 87,0 2,000 55,774 0,0228 233,900 3,871 68,075 3,742 5,742 0,652
27 38,3 0,0640 87,0 2,000 57,774 0,0243 233,900 4,032 72,107 4.064 6,064 0,670
28 41,1 0.0684 87,0 2,000 59,774 0,0260 233,900 4,209 76,316 4,418 6,418 0,688
29 44,3 0,0735 87,0 2,000 61,774 0,0280 233,900 4,415 80,731 4,830 6,830 0,707
30 47,9 0,0793 87,0 2,000 0,0302 233,900 4,629 85,360 5,258 7,258
384
Таблица 4.13
Пример 3. Расчет технологических показателей
Годы (?< - Я). ат / млн т млн т год млн т If ей 4» 1=1 <7*2 Цп В
13 50,0 0,1493 46,5 3,550 26,272 0,1366 51,100 3,781 27,201 0,462 4,012 0,115
14 60,0 0,1764 46,5 3,568 29,840 0,1617 51,100 3,964 31,066 0,792 4,360 0,182
15 73,9 0,2131 46,5 3,550 33,390 0,1955 51,100 3,917 34,983 0,734 4,284 0,171
16 97,1 0,2708 46,5 3,550 36,940 0,2493 51,100 4,018 39,001 0,936 4,486 0,201
17 141,4 0,3713 46,5 3,550 40,490 0,3435 51,100 4,156 43,157 1,212 4,762 0,255
18 102,2 0,2447 55,0 3,550 44,040 0,2100 65,3 4,650 47,607 2,200 5,750 0,383
19 86,7 0,1872 63,0 3,550 47,590 0,1462 82,4 5,057 52,865 3,014 6,564 0,459
20 77,6 0,1516 71,0 3,550 51,140 0,1045 105,5 5,500 58,365 3,900 7,450 0,523
21 71,7 0,1274 79,0 3,550 54,690 0,0729 142,0 6,097 64,462 5,094 8,644 0589
22 67,4 0,1099 87,0 3,550 58,240 0,0423 233,900 7,167 71,629 7,234 10,784 0,671
23 76,3 0,1234 87,0 3,550 61,790 0,0477 233,900 7,740 79,369 8,380 11,930 0,702
,24, 87,8 0,1408 87,0 3,550 65,340 0,0547 233,900 8,453 87,822 9,806 13,356 0,734
25* 103,5 0,1639 87,0 3,550 68,890 0,0642 233,900 9.378 97,200 11,656 15,206 0,767
26 ' 126,6 0,1968 87,0 3,550 72,240 0,0780 233,900 10,663 107,863 14,226 17,776 0,800
27 158,6 0,2405 87,0 3,550 75,790 0,0967 233,900 12,188 120,051 17,276 20,826 0,830
28 160,0 0,3167 87,0 3,550 79,340 0,0976 233,900 11,112 131,163 15,124 18,674 0,810
29 160,0 0,3167 87,0 2,426 81,770 0,0967 233.900 10,027 141,190 15,202 17,628 0,862
30 160,0 0,3167 87.0 1,656 0,0976 233,900 9,049 150,238 14,786 16,442 raWfyx'
За 30 лет разработки нефтяной залежи накопленные отборы
составляют: ло 1-му варианту нефти 60 млн т и жидкости
96 млн.т, по 2-му варианту нефти 64 млн т и жидкости 107 млн т
и по 3-му варианту нефти 83 млн т и жидкости 209 млн т.
Итак, крутое падение годовой добычи нефти наблюдалось: по
1-му варианту разработки нефтяной залежи в период с 17-го года
до 23-го года с годовым темпом 23-39 %, по 2-му варианту с
18-го года до 21-го года с годовым темпом 41 % и по 3-му вари-
анту с 29-го года до 30-го года с годовым темпом 32 %.
Падение годовой добычи жидкости в весовых единицах на-
блюдалось в те же годы: по 1-му варианту с 17-го года до 23-го
года, по 2-му варианту с 18-го года до 21-го года и по 3-му вари-
анту с 29-го года до 30-го года.
Катастрофическое годовое падение дебита нефти возможно,
если возможен высокий и сверхвысокий годовой темп отбора
нефти от текущих извлекаемых запасов нефти, а это возможно:
при среднем, как на рассмотренной нефтяной залежи, высоком и
сверхвысоком коэффициенте продуктивности по нефти; при ин-
тенсивной схеме внутриконтурного заводнения, при значитель-
ной разности забойных давлений нагнетательных и добывающих
скважин, при сгущении сетки скважин; и при ограниченной дол-
говечности скважин до их аварийного выбытия. В проведенных
расчетах предполагалось, что вместо аварийно выбывших сква-
жин для отбора их еще неотобранных извлекаемых запасов неф-
ти бурят скважины-дублеры.
4.14. ПРОНИЦАЕМОСТЬ НЕ ЗАВИСИТ ОТ ПОРИСТОСТИ
При создании математических гидродинамических моде-
лей надо использовать гидродинамические проницаемости.
Проницаемость не зависит от пористости, кроме тех случаев,
когда пористость равна нулю и проницаемость тоже равна нулю.
Известно, что глины и сильно глинистые породы пластов при
большой пористости обладают нулевой проницаемостью.
Все, кто хочет это знать, давно знают.
В лабораторных условиях керны - маленькие образцы породы
пластов исследуют, и по ним определяют значения пористости и
проницаемости. Полученные значения в координатах логарифма
проницаемости и пористости представляют точками. Точки обра-
зуют облако (рис. 4.2 и рис. 4.3), Каждая точка имеет два точных
значения: одно значение пористости, другое значение проницае-
мости. По облаку точек с точными значениями определяют ус-
редненную статистическую кривую, которую в дальнейшем будут
использовать как точную зависимость проницаемости от порис-
13 — 857
385
Рис. 4.2. Сопоставление коэффициентов пористости и проницаемости по об-
разцам керновых данных продуктивных пластов АС4-6 Савуйского месторож-
дения
Рис. 3. Сопоставление коэффициентов пористости и проницаемости по образ-
цам продуктивного пласта БС10 Савуйского месторождения:
1 - данные Главгеологии; 2 - данные СибНИИнп и ТССургутНИПИнефть
тости. Заметьте: точные точки без какого-либо оправдания пред-
ставляют неточными, а усредненную статистическую кривую бу-
дут считать точной. После этого у каждой точки будут два зна-
чения проницаемости: одно фактическое точное /гф и другое kKf
по кривой в- соответствии с точным значение^ пористости. Для
фактической совокупности исследованных образцов керна про-
386
дуктивных пластов АС4-6 Савуйского месторождения, которые
точками представлены на рис. 4.2, проведем сравнение тех и дру-
гих значений проницаемости и kKp (табл. 4.14).
По результатам проведенных расчетов можно установить, что
в 62 случаях из 100 (в 62 %) фактическая проницаемость
меньше проницаемости по кривой &кр, средняя ошибка значе-
ний &кр составляет -56 %, в 38 случаях из 100 (в 38 %) факти-
Таблица 4.14
Сравнение фактических точных значений проницаемости k* со значениями
проницаемости k*9 по усредненной кривой зависимости, полученной
по образцам керна продуктивных пластов АС4-6 Савуйского месторождения
Фактическая про- ницаемость, *ф, мД Проницаемость по корреляционной кри- вой kK9, мД Относительная ошибка определения проницаемости по корреляционной кривой k* - k*» ’ ДОЛИ
1,6 5 5 И 110 1,5 И 120 60 15 40 250 40 70 350 70 95 50 170 100 8 120 150 120 900 200 300 600 150 1,2 1,5 2 2 8 И 20 20 30 45 60 60 100 100 НО 130 150 170 200 250 280 300 350 350 40» 450 500 550 600 +0,33 +2,33 +1,50 +4,50 +12,75 -0,86 -0,45 +5,00 +1,00 -0,67 -0,33 +3,16 -0,60 -0,30 +2,18 0,46 -0,37 -0,71 -0,15 -0,60 -0,97 -0,60 -0,57 -0,68 + 1,25 -0,56 -0,40 +0,09 -0,75
Сумма 4123,1 5250,7 +34,09 -10,03
Средняя 142,2 181,1 ±^=+3,10 и
Доля 11 =0,38 11 + 18 15 = °,62
13*
387
ческая проницаемость kKp больше проницаемости по кривой kKp, и
средняя ошибка значений по кривой kKp составляет +310 %. Без
учета знака ± средняя относительная ошибка kKp равна
310• 11 -ь56 18 —^52 %
11 + 18 °'
Отсюда совершенно ясно следует, что использовать значения
проницаемости по кривой k*p вместо фактических значений
недопустимо, поскольку средняя относительная ошибка 152 %
больше самого среднего значения!
Тем не менее, значения проницаемости по кривой kKp широко
используют. По скважинам по пластам геофизическим электри-
ческим методом определяют значения пористости, а затем по ка-
кой-то конкретной усредненной статистической кривой опреде-
ляют значения kKp, и эти значения проницаемости, хотя они об-
ладают колоссальными ошибками, измеряемыми десятками и
сотнями процентов, используют как достоверные при создании
сеточных математических гидродинамических моделей разработ-
ки нефтяных месторождений. И все эти ошибки неминуемо пе-
реходят в математические гидродинамические модели! Понятно,
что по таким математическим гидродинамическим моделям нель-
зя по-настоящему проектировать и оптимизировать процесс до-
бычи нефти и увеличения нефтеотдачи пластов.
Но если нефтяные месторождения уже находились в разра-
ботке и за многие прошедшие годы уже известны их технологи-
ческие показатели, то по этим фактическим показателям можно
как-то скорректировать математические модели и на ближайшие
годы спрогнозировать технологические показатели; сделать это
можно примерно так же, как раньше делали по госплановским
таблицам, не применяя каких-либо математических моделей.
Обратите внимание на рис. 4.2 и рис. 4.3. Не зря применена
координата логарифма проницаемости: где зрительно кажется
небольшое отклонение 5-10 %, в действительности - большое
отклонение 50-100 %. Зрительно отклонения точек уменьшены
примерно в 10 раз!
Наши оппоненты (а это сторонники нынешней -практики опре-
деления значений проницаемости по зависимости логарифма про-
ницаемости от пористости (рис. 4.2) или (рис. 4.3) по значениям
пористости, установленным в скважинах по продуктивным пла-
стам геофизическим электрическим методом), возможно, будут
возражать и утверждать, что приведенные здесь данные конкрет-
но по продуктивным пластам АС4-6 Савуйского месторождения
являются непредставительными - недостаточными гГ неточными.
Имея в виду такой возможный случай, дополнительно приве-
дем очень качественные данные, прошедшие всесторонний кон-
388
троль, полученные по одной из разведочных скважин Прираз-
ломного нефтяного месторождения, расположенного на шельфе
Печорского моря. Эти данные имеются в книге [7. Раздел 4.14.
Фактическая неоднородность нефтяных пластов по проницаемо-
сти] и приведены здесь в табл. 4.15.
Таблица 4.15
Результаты лабораторных исследований образцов керна,
отобранных по разведочной скважине
Глубина, м Порис- тость, О/ /о Проницаемость, мД Глубина, м Порис- ТОСТЬ, О/ 70 Проницаемость, мД
парал- лельно пер- пенди- кулярно парал- лельно пер- пенди- кулярно
Пласт 1а 2417,50 22,84 864,00
2409,00 23,04 96,30 2417,75
2409,00 22,41 68,10 2418,00 19,87 373,00
2409,25 21,80 30,30 2418,25
2409,50 18,39 75,10 2418,50
2409,70 17,26 53,70 2418,75 20,92 91,20
2410,00 12,77 110,00 2419,00
2410,25 5,19 1,24 2419,25 19,99 163,00
2410,25 5,50 2419,50 19,60 386,00
2410,50 2419,75 18,84 212,00
2410,75 20,95 102,00 2420,00 22,89 135,00
2411,00 15,69 300,00 2420,25 21,67 88,90
2411,25 14,55 19,30 2420,25 19,96 125,00
2411,50 13,34 179,00 2420,50
2411,50 10,75 50,50 2420,80 18,45 26,20
2411,75 11,78 2421,00 19,37 181,00
2412,00 2421,25 8,12 4,51
2412,25 19,02 197,00 2421,50 7,69 15,10
2412,50 9,77 24,00 2421,50 1,84 0,29
2412,75 14,15 2421,75 3,65 2,94
2413,00 14,63 28,60 2422,00
2413,25 18,11 207,00 Пласт 1b
2413,50 17,16 129,00 2422,25
2413,75 2422,50 14,74 403,00
2414,00 17,44 466,00 2422,75
2414,25 11,04 9,24 2423,00 14,74 27,20
2414,50 11,53 16,90 2423,25 15,83 5,66
2414,75 2423,50 17,67 6,31
2415,00 6,35 4,57 2423,75
2415,25 9,52 9,06 2424,00 20,43 12,30
2415,25 13,55 71,20 2424,00 22,02 12,00
2415,50 2424,25 17,90 4,42
2415,75 12,09 24,80 2424,50 22,05 13,10
2416,00 13,76 100,00 2424,80 21,44 123,00
2416,25 10,97 15,10 2425,00 20,32 71,30
2416,50 15,09 166,00 2425,25
2416,50 14,55 77,30 2425,50 21,42 105,00
2416,75 18,45 193,00 2425,75 20,85 76,30
2417,00 21,22 72,50 2426,00 19,42 76,30
2417,25 2426,25
389
Продолжение таблицы 4.15
Порис- тость, % Проницаемость, мД Глубина, м Порис- тость, % Проницаемость, мД
Глубина, м парал- лельно пер- пенди- кулярно парал- лельно пер- пенди- кулярно
2426,75 2436,25 18,42 4,94
2427,00 2436,50 19,77 8,26
2427,25 2436,50 20,94 4,72
2427,50 19,28 214,00 2436,75
2427,75 22,90 516,00 2437,00 20,45 4,25
2427,75 19,57 283,00 2437,25 17,81 11,60
2428,00 20,71 148,00 2437,50 20,09 276,00
2428,25 18,75 108,00 2437,75
2428,50 2438,00 20,25 80,40
2428,75 18,98 125,00 2438,25 20,05 14,20
2429,00 18,30 101,00 2438,50 20,55 14,20
2429,00 18,68 110,00 2438,75 21,15 14,30
2429,25 19,73 156,00 2439,00 19,91 7,93
2429,50 18,48 134,00 2439,00 18,44 6,95
2429,75 15,17 137,00 2439,25 21,63 17,50
2430,00 15,87 46,40 2439,50
2430,25 2439,75 22,69 402,00
2430,50 18,33 69,00 2440,00 24,25 292,00
2430,75 20,84 32,80 2440,25 21,13 96,50
2431,00 22,54 16,40 2440,25 21,90 132,00
2431,25 23,31 35,20 2440,45 21,77 45,80
2431,50 22,53 19,40 2440,75
2431,50 23,54 29,00 2441,00 21,93 14,60
2431,75 2441,25 19,72 13,70
2432,00 20,60 50,10 2441,50 21,54 6,52
2432,25 20,52 124,00 2441,50 22,10 7,66
2432,50 19,17 57,70 2441,75 21,09 7,53
2432,75 18,36 74,80 2442,00 21,81 7,53
2432,75 17,22 35,80 2442,25 18,12 3,18
2433,00 7,94 6,12 2442,45 21,18 17,40
2433,25 12,29 4,69 2442,75
2433,50 2443,00 20,04 50,20
2433,75 23,06 127,00 2443,25 18,16 36,80
2434,00 18,74 184,00 2443,50 20,68 77,00
2434,00 18,34 93,70 2443,75 20,42 181,00
2434,25 21,16 23,60 2444,00 21,66 75,70
2434,50 21,37 37,90 2444,00 20,40 129,00
2434,70 22,61 52,10 2444,25
2435,00 2444,50 21,15 15,90
2435,00 11,97 60,00 2444,75 16,34 23,70
2435,25 11,23 75,70 2445,00 20,67 83,50
2435,50 17,30 110,00 2445,25 22,50 153,00
"2435,75 16,59 2,85 2445,25 22,72 181,00
2436,00 17,95 4,35 2445,50 22,11 226,00
390
Продолжение таблицы 4.15
Глубина, м Порис- тость, % Проницаемость, мД Глубина, м Порис- тость, % Проницаемость, мД
парал- лельно пер- пенди- кулярно парал- лельно пер- пенди- кулярно
2445,75 2455,25 18,74 7,56
2446,00 21,45 30,40 2455,25 18,80 7,12
2446,25 14,58 5,27 2455,50
2446,50 19,17 79,80 39,40 2455,75 11,20 20,19
2446,75 17,43 35,80 2456,00 21,01 7,42
2447,00 15,49 48,30 2456,25 20,21 6,63
2447,25 5,02 0,02 2456,50 21,73 24,70
2447,50 2456,50 22,06 24,10
2447,75 2,16 < 0,01 2456,75 21,55 65,20
2447,75 2,77 < 0,01 2456,95 20,51 17,90
2448,00 19,02 158,00 2457,30 18,74 6,57
2448,25 18,98 63,00 2457,50 19,82 54,40
2448,50 22,69 46,20 2457,75 20,07 45,50
2448,75 21,33 21,70 2457,75 23,78 63,50
2448,95 20,74 7,10 2458,00 5,77 <0,01
2448,95 20,66 3,96 2458,25 18,56 4,26
2449,30 21,38 7,42 2458,50
2449,50 21,03 6,82 2458,75
2449,75 20,11 4,80 2459,00 17,62 2,53
2450,00 20,42 7,85 2459,00 18,71 4,04
2450,25 20,96 12,20 2459,25
2450,25 20,03 8,44 2459,50 9,89 1,75
2450,50 17,92 4,31 2459,75 18,30 5,43
2450,75 2460,00 19,96 31,90
2451,00 18,26 3,17 2460,25 20,21 14,80
2451,25 22,45 19,70 2460,25 19,85 13,40
2451,50 21,09 17,10 2460,50
2451,50 21,75 • 12,10 2460,75 21,58 119,00
2451,75 17,74 16,80 2461,00 20,59 21,30
Пласт 1с 2461,25 19,99 3,57
2452,00 19,15 59,90 2461,50 22,03 86,90
2452,25 2461,50 20,93 76,30
2452,50 21,19 61,90 2461,75 19,83 13,00
2452,75 17,85 69,40 2462,00 19,06 16,50
2452,75 17,53 66,90 2462,25 16,54 23,70
2453,00 19,86 50,00 2462,45 21,03 197,00
2453,25 18,32 43,40 2462,75
2453,50 12,18 75,60 2463,00 3,38 <0,01
2453,75 20,93 306,00 2463,25 2,82 < 0,01
2454,00 2463,50 2,58 0,02
2454,25 20,83 29,40 2463,75
2454,50 20,58 17,50 2464,00 8,25 6,78
2454,75 20,74 12,50 2464,00 8,96
2455,00 20,51 11,70 2464,25 6,77 2,40
391
Продолжение таблицы 4.15
Глубина, м Порис- ТОСТЬ, О/ /о Проницаемость, мД Глубина, м Порис- ТОСТЬ, О/ /0 Проницаемость, мД
парал- лельно пер- пенди- кулярно парал- лельно пер- пенди- кулярно
2464,50 2,32 < 0,01 2472,75 1,67 0,04
2464,75 2,03 0,01 2472,75 1,96 < 0,01
2465,00 3,12 < 0,01 2473,00 5,37 0,07
2465,25 2473,25 12,16 108,00
2465,50 2473,50 2,70 0,49
2465,75 2,77 0,22 2473,75 5,54 0,14
2466,00 2,69 0,02 2474,00 3,21 0,05
2466,25 4,25 0,11 2474,00 2,39 < 0,01
2465,75 2,77 0,22 2474,25
2466,00 2,69 0,02 2474,50 7,74 3,71
2466,25 4,25 0,11 2474,75 5,81 0,45
2466,50 2,94 0,02 2475,00 3,91 0,63
2466,50 1,61 < 0,01 2475,25 7,0 0,19
2466,75 18,08 190,00 2475,25 6,42 0,07
2467,00 2475,50 2,69 6,42
2467,25 2475,75
2467,50 5,21 12,00 2476,00 5,42 1,65
2467,75 3,47 1,10 2476,25
2467,75 3,30 < 0,01 2476,50 15,01 270,0
2468,00 2,43 < 0,01 2476,50 14,63 49,90
2468,25 2476,75 3,25 0,03
2468,50 18,71 525,00 2477,00 9,11 7,71
2468,75 2477,25 6,61 1,81
2469,00 2,60 1,20 2477,50
2469,00 2,77 0,09 2477,75 1,80 0,09
2469,25 2,15 < 0,01 2477,75 3,49 0,08
2469,50 7,06 1,86 2478,00 3,06 0,11
2469,75 2,56 <0,01 2478,25 2,51 0,01
2470,00 2,10 0,01 2478,50 2,40 < 0,01
Пласт II 2479,00 11,81 2478,75
2470,25 5,80 1,22 2479,00 13,68 131,0
2470,25 7,59 1,82 2479,00 11,81 32,90
2470,50 2479,25
2470,75 5,47 0,15 2479,50 2,17 0,05
2471,00 9,62 33,50 2479,75 3,24 0,02
2471,25 11,71 77,80 2480,00 15,37 1489,0
2471,50 7,79 10,80 2480,25
2471,50 11,82 16,10 2480,25 18,98 357,00
2471,75 2,48 0,41 2480,50 17,79 1343,00
2472,00 1,64 0,29 2480,75
2472,25 1,97 0,02 2481,00 8,89 5,04
2472,50 2481,25 9,75 102,00
По скважине по нефтяным пластам был осуществлен сплош-
ной отбор керна. Образцы керна для исследования были взяты
по глубине через каждые 25 см. По ним в лабораторных услови-
ях были определены значения пористости и проницаемости. Зна-
чения горизонтальной проницаемости были определены по 201
образцу, значения вертикальной проницаемости были определе-
ны по 36 образцам. Анизотропия или соотношение горизонталь-
ной и вертикальной проницаемостей оказалась равной 1,3.
В табл. 4.16 (по данным табл. 4.15) по интервалам значений
пористости представлены: число исследованных образцов керна,
для этих групп образцов керна средние значения проницаемости
и показатели неоднородности по проницаемости - квадраты ко-
эффициентов вариации V2 и сами коэффициенты вариации V,
т.е. относительные среднеквадратичные отклонения.
По данным табл. 4.16 видно, что при переходе от одного ин-
тервала значений пористости к другому интервалу значений по-
ристости по мере увеличения пористости сначала происходит
возрастание средних значений проницаемости от 4,64 мД до
30,96 мД, далее до 80,76 мД и до 101,32 мД, а затем происходит
снижение до 59,54 мД, т.е. в 1,70 раза, далее возрастание до
93,92 мД, т.е. в 1,58 раза, и снова снижение до 52,72 мД, т.е.
снижение в 1,78 раза. Но это еще не всё; в узких интервалах зна-
чений пористости наблюдается очень высокая неоднородность
значений проницаемости: в интервале значений пористости
от 14 % до 16 % неоднородность значений проницаемости V2 -
Таблица 4.16
Фактическая зависимость проницаемости от пористости по данным
исследования большой совокупности образцов керна
Пористость Число исследо- ванных кернов В пределах выделенных интерва- лов пористости
Интервалы значений, % Среднее значение, о/ /о «и Ел» Среднее значе- ние проницае- мости, мД Н еоднородность по проницае- мости
от ДО V2 V
0 10 5 15 15 4,64 2,03 1,42
10 12 И 8 23 30,96 0,68 0,82
12 14 13 7 30 80,76 0,44 0,66
14 16 15 12 42 101,32 1,51 1,23
16 18 17 19 61 59,54 2,95 1,72
18 20 19 49 110 93,92 1,00 1,00
20 22 21 67 177 52,72 1,28 1,13
22 24 23 23 200 129,03 2,53 1,59
>24 1 201 202,00 — —
Среднее 72,75 2,18 1,48
393
= 1,51 и относительное среднеквадратичное отклонение V = 1,23,
т.е. 123 %, з интервале значений пористости от 16 % до 18 % не-
однородность значений проницаемости V2 = 2,95 и относительное
среднеквадратичное отклонение V = 1,72, т.е. 172 %, в интервале
значений пористости от 22 % до 24 % неоднородность значений
проницаемости V2 = 2,53 и относительное среднеквадратичное
отклонение V = 1,59, т.е. 159 %. Вообще по интервалам относи-
тельное среднеквадратичное отклонение колеблется в пределах
от V = 0,66 до V = 1,72, область возможных отклонений 6-V в
пределах от 6-0,66 = 3,96 (от -100 % до +296 %) до 6-1,72 = 10,32
(от -100 % до +932 %). Отсюда совершенно ясно, что закономер-
ной зависимости проницаемости от пористости не существует!
Поэтому при создании математических гидродинамических
моделей разработки нефтяных месторождений нельзя использо-
вать геофизические определения значений проницаемости. Дей-
ствительные значения гидродинамической проницаемости (а для
математических гидродинамических моделей нужны только такие
проницаемости!) могут быть получены по скважинам только
гидродинамическими методами. Такие определения по всем ра-
ботающим скважинам обязательно выполнялись 50 лет назад!
Значит, и в настоящее время можно и нужно по всем работаю-
щим скважинам регулярно проводить исследования и определять
значения коэффициента продуктивности, гидропроводности и
гидродинамической проницаемости. Такие определения можно и
нужно делать не только по скважинам, но также в скважинах
отдельно по пластам и обособленным слоям. Методы таких гид-
родинамических исследований давно существуют и практически
применимы.
Вывод.
Математические гидродинамические модели разработки неф-
тяных месторождений, если они обладают необходимой высокой
точностью, позволяют детализировать процедуру оптимизации,
дойти до каждой отдельной работающей скважины и существен-
но увеличить текущую добычу нефти и нефтеотдачу. Но для это-
го при создании математических гидродинамических моделей
нельзя использовать геофизические определения проницаемости,
надо использовать только гидродинамические определения про-
ницаемости: для гидродинамических моделей надо использовать
гидродинамические проницаемости.
Наличие по скважинам и пластам действительных значений
коэффициентов продуктивности (откуда получаются гидродина-
мические проницаемости) радикально упрощает процедуру опти-
мизации, значительно увеличивает добычу нефти и нефтеотдачу
пластов. '
394
4.15. ЭКСПЕРТИЗА РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО
МЕСТОРОЖДЕНИЯ
На рассматриваемом нефтяном месторождении, где геологиче-
ские запасы нефти промышленной категории составляют около
74 млн т, наблюдается бедственное положение: происходит ката-
строфически быстрое обводнение добывающих скважин. В
2003 г. при текущей нефтеотдаче 3 % обводненность была 58 %,
в следующем 2004 г. при нефтеотдаче 4,9 % обводненность 78 %,
в 2005 г. при нефтеотдаче около 6,4 % обводненность 90 %, в
2006 г. при нефтеотдаче 7,6 % обводненность 92 % и в прошлом
2007 г. при нефтеотдаче 9,3 % обводненность 93 %.
.Какие могут быть причины у такого катастрофически быстро-
го обводнения рассматриваемого месторождения?
Первая возможная причина: большая доля водонефтяных зон
(ВНЗ). Но на всем известном гигантском Ромашкинском место-
рождении, если смотреть в целом по горизонту Дь почти вся
нефтяная площадь является водонефтяной зоной. Но спасают
непроницаемые пропластки между нефтяными и водяными пла-
стами и непроницаемые прослои между нефтяными и водяными
слоями. И зависимость обводненности от доли отбора запасов
нефти по девонскому горизонту оказалась вполне удовлетвори-
тельной и возможно конечная нефтеотдача будет 55 % и более.
Вторая возможная причина: некачественное бурение сква-
жин, некачественный цементаж заколонного пространства и на-
личие по заколонному пространству скважин связи нефтяных
пластов и слоев с соседними водяными пластами и слоями. То-
гда добываемая нефть сразу будет обводненная и высокообвод-
ненная, но в дальнейшем не будет катастрофически быстрого
роста обводненности.
Третья возможная причина: тоже некачественное бурение
скважин, которое проявляется в значительном хаотическом от-
клонении их забоев от проектных точек по проектной сетке.
Сразу приведем пример: проектное расстояние между сосед-
ними скважинами 500 м, запроектирована равномерная квадрат-
ная сетка скважин с ячейкой сетки 500 м-500 м, среднее хаоти-
ческое отклонение забоя скважины 125 м, среднее относитель-
125
ное отклонение Д = -—= 0,25. Дополнительная неравномерность
фильтрационного потока оказывается равной
Уд2 =30-(A)2’5 = 0,9375.
Если расчетная послойная неоднородность по проницаемости
395
от действия всех других факторов (действительной послойной
неоднородности пластов по проницаемости, зональной неодно-
родности пластов по проницаемости и геометрической неравно-
мерности фильтрационного потока в случае равномерной сетки
размещения добывающих и нагнетательных скважин) равна
Уф2 = о, 667, то результирующая неравномерность вытеснения
нефти будет
V2 = (К2 +1) • (7Д2 +1)-1 = 2,23.
При одной и той же предельной доле вытесняющего агента
(предельной обводненности), равной А = 0,95, коэффициент за-
воднения
К, = Кан+(К„ -К,Л А =
J Зп \ JK JH /
1,2 + 4,2 V2 + (0,95 + 0,25 -У2 1,2+ 4,2- V2
уменьшается
q К -__________i_______р
3 1,2+ 4,2 0,667
1 1
0,95+ 0,25 0,667 1,2 + 4,2-0,667
•0,95 = 0,863
ДО К3 =
-------------+
1,2 + 4,2-2,23
1 1
0,95 + 0,25 - 2,23 1,2 + 4,2-2,23
•0,95 = 0,635,
а относительный отбор подвижных запасов нефти за безводный
период уменьшается с Кзн = 0,250 до Кзя = 0,095.
При колоссальном отрицательном влиянии этого фактора
(значительного хаотического отклонения забоев скважин), умень-
, 0,863
шающего начальные извлекаемые запасы нефти в * =
= 1,3585 = 1,36 раза, тем не менее действие этого фактора не со-
ответствует произошедшему на рассматриваемом месторождении.
В соответствии с действием этого фактора обводнение должно
быть постепенным и очень продолжительным.
Четвертая возможная причина: неправильная эксплуатация
добывающих скважин со снижением их забойного давления ниже
давления насыщения. Снижение может быть заданным завышен-
ной производительностью глубинных насосов, а может быть са-
мопроизвольным из-за высокого начального газосодержания
нефти, высокого давления насыщения нефти газом и невысокого
давления фонтанирования. Как только прекращается с помощью
396
штуцера искусственное повышение давления на устье и на забое
добывающей скважины, так сразу происходит самопроизвольное
снижение забойного давления, разгазирование нефти в приза-
бойной зоне пластов и резкое снижение коэффициента продук-
тивности по нефти без снижения коэффициента продуктивности
по воде! Поэтому резко увеличивается обводненность скважин!
На рассматриваемом месторождении плохо относятся к гидроди-
намическим исследованиям скважин с определением их коэффи-
циентов продуктивности по нефти, с установлением по методу
установившихся отборов зависимости снижения коэффициентов
продуктивности по нефти от снижения забойного давления ниже
уровня давления насыщения.
Поэтому вполне логично по рассматриваемому месторожде-
нию по всем работающим скважинам установить постоянно дей-
ствующие глубинные (забойные) манометры с электрической
связью с дневной поверхностью для передачи результатов заме-
ров, Тогда при изменении режимов работы скважин глубинные
манометры будут определять значения забойного давления, а на
дневной поверхности будут определять значения дебита и по
этим значениям будут рассчитаны значения коэффициентов про-
дуктивности по нефти и воде; будут установлены фактические
закономерности снижения коэффициентов продуктивности по
нефти при снижении забойного давления ниже давления насы-
щения нефти газом.
Именно такая достоверная обобщенная закономерность сни-
жения коэффициента продуктивности по нефти от снижения за-
бойного давления крайне нужна по рассматриваемому месторож-
дению. Вполне возможно, что такая закономерность полностью
объяснит фактическую низкую нефтеотдачу при достигнутой вы-
сокой обводненности, объяснит катастрофически быстрый рост
обводненности, приводящей к крайне низкой конечной нефтеот-
даче. При наличии такой фактической закономерности станет
понятно, что вся беда в неправильной эксплуатации скважин, а
если осуществить правильную эксплуатацию, то резко увеличит-
ся текущая добыча нефти и конечная нефтеотдача.
При экспертизе разработки рассматриваемого нефтяного ме-
сторождения при отсутствии необходимых гидродинамических
исследований и, соответственно, при отсутствии упомянутой
фактической закономерности вполне объяснимо желание экспер-
тов предложить технические мероприятия по выводу месторож-
дения из нынешнего катастрофического состояния.
Одно из первых предложений', создать математическую гидро-
динамическую модель разработки рассматриваемого месторожде-
ния и на основе модели усовершенствовать разработку.
397
Но, спрашивается, как можно создать гидродинамическую
модель разработки месторождения, если нет соответствующих
гидродинамических исследований скважин и не определены их
коэффициенты продуктивности по нефти и воде? К тому же при
применяемой технологии эксплуатации добывающих скважин их
коэффициенты продуктивности по нефти оказываются неста-
бильными, они по-разному, но значительно, снижены при сниже-
нии их забойного давления ниже давления насыщения! На мате-
матической гидродинамической модели сначала должны быть
зафиксированы фактические сильно сниженные коэффициенты
продуктивности по нефти, соответствующие сильно сниженной
добыче нефти и увеличенной обводненности, чтобы потом при
искусственном повышении забойного давления до давления на-
сыщения математическая гидродинамическая модель убедительно
показала значительное увеличение добычи нефти. Но с самого
начала нет начальных коэффициентов продуктивности по нефти
и тем более нет текущих сниженных коэффициентов продуктив-
ности по нефти, нет закономерности их снижения и нет обратной
закономерности их повышения, а соответственно, математическая
модель не может показать ожидаемого значительного увеличения
добычи нефти.
Следующее возможное предложение', значительно, в 2 раза и
более сгустить сетку скважин. Например, от сетки скважин с
плотностью 32 га/скв. перейти к сетке с плотностью 16 га/скв
или даже 8 га/скв. При этом коэффициент сетки (один из коэф-
фициентов-сомножителей, образующих коэффициент нефтеотда-
чи) в довольно трудных условиях увеличится с 0,726 до 0,852
или даже до 0,923. Но при этом коэффициент заводнения (дру-
гой коэффициент-сомножитель, тоже участвующий в образова-
нии коэффициента нефтеотдачи) равен всего 0,28, а коэффици-
ент вытеснения (третий коэффициент-сомножитель, тоже обра-
зующий коэффициент нефтеотдачи) равен 0,5, произведение двух
последних коэффициентов оказывается равным 0,28 0,5 = 0,14.
Получается, что сгущение сетки скважин в 2-4 раза, увеличение
общего числа скважин и, соответственно, капитальных затрат в
разработку месторождения в 2-4 раза увеличит нефтеотдачу ме-
сторождения с 0,5 0,28 0,726 = 0,1016 до 0,5 0,28-0,852 = 0,1193
или до 0,5 0,28-0,923 = 0,1292, на 0,0177 или на 0,0276, т.е. всего
на 1,77 % или на 2,76 %. По сравнению с нынешней разработкой
предлагаемое усовершенствование разработки (увеличение обще-
го числа скважин в 2-4 раза) будет в 5-10 раз менее эффектив-
ным. Хорошо сгущать сетку скважин, когда коэффициент завод-
нения достаточно велик, в 6-7 раз больше, чем при технологии,
применяемой на рассматриваемом месторождении. Тогда сгуще-
398
ние сетки скважин в 2-4 раза увеличит извлекаемые запасы неф-
ти не на 1,8-2,8 %, а на 10-20 %.
Следующее возможное предложение', увеличить производитель-
ность скважин - уменьшить их фильтрационное сопротивление,
для чего:
❖ по действующим вертикальным скважинам осуществить
большеобъемные гидроразрывы пластов с созданием вер-
тикальных трещин протяженностью 100-200 м, тем самым
увеличить коэффициенты продуктивности по нефти и де-
биты нефти в 10 раз и более;
❖ пробурить новые скважины, только вместо вертикальных
пробурить горизонтальные скважины с большой горизон-
тальной длиной 1000 м и более по нефтяным пластам; в
случае монолитных пластов такие скважины по сравнению
с вертикальными скважинами увеличивают дебит нефти в
5 раз и более.
У этих новых скважин (вертикальных с трещинами большой
протяженности и горизонтальных с большой горизонтальной
длиной) во много раз больше (в сотни раз больше) поверхность
фильтрации, через которую из пластов поступает (фильтруется)
нефть.
Но при сохранении прежней технологии эксплуатации добы-
вающих скважин через какое-то не очень продолжительное время
(несколько недель или месяцев) и у этих новых скважин коэф-
фициенты продуктивности по нефти и дебиты нефти резко сни-
зятся и приблизятся к тем, что были у прежних вертикальных
скважин. Это произойдет, когда значительно увеличенная по-
верхность фильтрации будет сильно засорена отложениями ас-
фальтенов и парафинов.
Возможно применение менее сильнодействующих средств: глу-
бокой перфорации с глубиной перфорационных отверстий 1 м и
более; щелевой резки. Но начальный эффект будет меньше, чем
у предыдущих мероприятий, время снижения эффекта будет
короче.
Другие возможные предложения, осуществляемые в нагнета-
тельных скважинах, увеличение или наоборот уменьшение за-
качки воды с целью повышения или понижения пластового дав-
ления; осуществление циклической закачки воды; применение
закачки полимеров (слабоконцентрированного водного раствора
полимеров).
Конечно, эти технологические мероприятия (конкретно, цик-
лика и закачка полимеров) и возможные другие могут давать
какой-то эффект, но эффект будет небольшой, во много раз
меньше необходимого.
399
Итак, чтобы экспертиза проектного документа, прямо влияю-
щего на систему разработки и проектную добычу нефти рассмат-
риваемого месторождения, была совершенно четкой, необходимы
данные гидродинамических исследований в достаточно большом
количестве - необходимы коэффициенты продуктивности всех
работающих добывающих скважин по нефти и воде в зависимо-
сти от их накопленных отборов нефти, от их забойных давлений
и снижения забойных давлений ниже давления насыщения неф-
ти газом.
И если таких данных гидродинамических исследований сква-
жин пока нет, то на рассматриваемом месторождении по не-
скольким наиболее важным эксплуатационным объектам надо
будет выделить экспериментальные участки для исследования
работы скважин и обоснования рациональной технологии их
эксплуатации.
Причем это надо делать срочно без какого-либо промедления,
потому что на рассматриваемом месторождении при применяе-
мой технологии эксплуатации скважин уже наступил завершаю-
щий этап разработки.
5__________________
НЕФТЕОТДАЧА ПЛАСТОВ
5.1. РАСЧЕТ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ
Нефтяные пласты - это объекты, которые никто никогда не
увидит, они находятся на большой глубине, от нескольких сот
метров до нескольких тысяч метров, под огромной толщей вы-
шележащих пород. Никто не только не увидит, потому что они
на глубине, но и не воспроизведет в полной мере их свойства на
физических моделях в поверхностных условиях. Нефтяные пла-
сты, по понятиям кибернетики - науки об управлении реальны-
ми, сложными, недостаточно известными объектами, представ-
ляют собой черные ящики, через которые надо посылать сигна-
лы и по выходным сигналам судить об их содержании и меха-
низме работы. Поэтому чрезвычайно важно посылать, принимать
и расшифровывать сигналы. В этих условиях особенно важны
прямые промысловые интегральные параметры, содержащие мак-
симум информации о нефтяных пластах. Такими самыми глав-
ными и ничем незаменимыми параметрами являются коэффици-
енты продуктивности по скважинам и в скважинах по пластам.
Если вы по всем добывающим скважинам имеете коэффици-
енты продуктивности, знаете начальное пластовое давление и
принимаете его в качестве проектного давления, знаете давление
насыщения нефти газом и принимаете его в качестве проектного
забойного давления добывающих скважин, то тогда вы сразу оп-
ределяете общий дебит всех добывающих скважин! Определяете
как сумму всех коэффициентов продуктивности, умноженную на
разность пластового и забойного давлений
fп
Р’пл-Лаб);
м=1 7
определяете без каких-либо сложных математических гидроди-
намических моделей, без сложных формул и сверхмощных вы-
числительных машин - компьютеров.
Зная значения коэффициентов продуктивности по скважинам
и по пластам: по нефти в начальный безводный период, по нефти
401
и воде в последующий период после начала обводнения, можно
определить почти все важнейшие параметры нефтяных пластов, а
именно: средний коэффициент продуктивности по нефти, зо-
нальную неоднородность по продуктивности, коэффициент фак-
тического различия физических свойств нефти и воды в пласто-
вых условиях ро, показатель неравномерности вытеснения нефти
в типичную добывающую скважину V, возможные извлекаемые
запасы нефти по скважинам при условии сохранения применяе-
мой технологии добычи нефти. По скважинам, которые сначала
были добывающими, а затем стали нагнетательными, по соотно-
шению коэффициентов приёмистости по воде и продуктивности
по нефти определяют фактическое соотношение фазовых прони-
цаемостей для воды и нефти. По добывающим скважинам, кото-
рые сначала работали при забойном давлении выше давления
насыщения, а затем на двух и более режимах при забойном дав-
лении ниже давления насыщения, можно и нужно определить
показатель снижения коэффициента продуктивности по нефти.
Сразу отметим, что данный показатель является важнейшим па-
раметром нефтяных пластов. Всё это необходимо при расчёте
коэффициента заводнения (при заводнении) или коэффициента
использования подвижных запасов нефти (в общем случае при
других вытесняющих агентах).
Итак, коэффициент нефтеотдачи, показывающий конечную
долю отбора геологических запасов нефти, представляется в виде
произведения нескольких коэффициентов. Наиболее кратко в
виде произведения двух коэффициентов - коэффициента вытес-
нения и коэффициента охвата нефтяных пластов вытеснением:
Лно ^выт 1Хохв ’
Такое представление было предложено академиком А.П. Кры-
ловым. Это очень важное отделение микропроцесса от макропро-
цесса. Микропроцесс действует на фоне микронеоднородности
пористой породы на фронте вытеснения нефти водой, на контак-
те двух взаимонерастворимых жидкостей - нефти и воды. По-
верхностные силы в условиях неоднородной сети мелких поро-
вых каналов образуют капиллярные силы, капиллярные давле-
ния, градиенты капиллярного давления, которые захороняют ос-
таточную нефть. Градиенты капиллярного давления называют
маленькими гигантами, они во много раз больше создаваемых
градиентов давления между забоями нагнетательных и добываю-
щих скважин.
Коэффициент вытеснения определяют в лабораторных усло-
виях на маленьких образцах пористой породы нефтяных пластов
402
при многократной прокачке вытесняющего агента. При исследо-
вании на маленьких образцах породы главными оказываются
микронеоднородность и капиллярные силы, которые во много
раз превосходят гидродинамические силы, действуют поперек
направления фильтрации и значительно тормозят процесс
фильтрации, в 10-20 раз и более. Но в нефтяных пластах так
происходит только на фронте вытеснения нефти в пределах уз-
кой полосы шириной порядка 1 м, где окончательно образуется
остаточная нефть. Таким образом, остаточную нефть нельзя
уменьшить практически возможным увеличением разности за-
бойных давлений нагнетательных и добывающих скважин и сгу-
щением сетки скважин, уменьшением расстояния между скважи-
нами с 500 м до 100 м и меньше.
Известны значения коэффициентов вытеснения: 0,7-0,8 по
терригенному девону Туймазинского и Ромашкинского месторо-
ждений; 0,6-0,5, 0,4 и даже 0,3 по месторождениям Западной Си-
бири.
Кохв ~ коэффициент охвата нефтяных пластов вытеснением
учитывает, прежде всего, влияние макронеоднородности пластов
по проницаемости, геометрическую неравномерность фильтраци-
онного потока от точек - нагнетательных скважин к точкам -
добывающим скважинам (есть короткие главные линии тока и
длинные нейтральные линии тока), которая будет даже в одно-
родных пластах; также влияет предельная весовая или объемная
доля вытесняющего агента в дебите добывающей скважины
(максимальная доля агента, обычно воды, и минимальная доля
нефти), которая прямо связана с экономикой, с текущими эко-
номическими затратами на 1 т добытой жидкости и предельными
экономическими затратами на 1 т нефти; с хаотической прерыви-
стостью нефтяных пластов и плотностью сетки скважин, т.е.
нефтяной площадью, приходящейся на 1 скважину.
Около 1960 г. возникла бурная дискуссия о влиянии плотно-
сти сетки скважин на нефтеотдачу пластов, об уменьшении неф-
теотдачи при уменьшении плотности сетки скважин, при увели-
чении площади нефтяных пластов на 1 скважину.
В результате этой дискуссии коэффициент охвата был пред-
ставлен произведением двух коэффициентов
Кта = КС К3,
где Кс - коэффициент сетки, он учитывает влияние плотности
сетки скважин на нефтеотдачу; К3 - коэффициент заводнения, он
учитывает влияние прокачки воды через нефтяные пласты на их
нефтеотдачу. По-простому: чем больше плотность сетки скважин,
403
чем меньше площадь пластов на скважину 51, тем больше нефте-
отдача; чем, больше прокачка воды через нефтяные пласты, тем
больше нефтеотдача.
Когда активно обсуждалась проблема зависимости нефтеотда-
чи пластов от плотности сетки скважин, всеми ведущими нефтя-
ными научно-исследовательскими институтами по конкретным
давно разрабатываемым нефтяным месторождениям были полу-
чены формулы коэффициента сетки примерно одинакового вида
Кс = 1-а-51,
где а - постоянный коэффициент, присущий нефтяным пластам
конкретного рассмотренного месторождения; 51 - площадь на
скважину.
Мы, совместно с Р.Г. Хамзиным (ТатНИПИнефть) тоже по-
лучили такую формулу; но в отличие от всех других у нас коэф-
фициент а был связан с параметрами геологического строения
а =
нефтяных пластов
d2’
а именно, с w - долей хаотической
прерывистости пластов и слоёв, cd- шагом хаотической изме-
няемости.
Приведем числовой пример.
Нефтяной пласт имеет прерывистость - долю неколлектора
по площади распространения да = 0,3 и шаг хаотической изме-
0 З2 2
няемости d = 0,5 км, тогда а == 0,36 1/км. Площадь на
0,5
скважину S1 (в км2) может быть различной:
5‘ га 4 8 16 32 64
км2 0,04 0,08 0,16 0,32 0,64
Кс = 1-0,36- 5‘, доли единицы 0,9856 0,9712 0,9424 0,8848 0,7696
Приведенная формула применима при а-51 < 1. При а-51 > 1
она показывает физически невозможный результат. Поэтому
вскоре после 1970 г. мы перешли к формуле
Позже для условий плоскорадиальной фильтрации В.Н. Щел-
качёвым была обоснована аналогичная формула, но без зависи-
мости коэффициента'а от параметров геологического строения
404
пластов, как сделано у нас, от хаотической прерывистости и шага
хаотической изменяемости. Эту формулу можно использовать
при сравнении плоскопараллельной фильтрации с плоскоради-
альной. При плоскопараллельной фильтрации по сравнению с
плоскорадиальной коэффициент а надо уменьшать в 2 раза. А
плоскопараллельная фильтрация возникает при применении
большеобъемных гидроразрывов пластов и применении горизон-
тальных скважин с большой горизонтальной длиной в монолит-
ных пластах.
Коэффициент вытеснения вместе с коэффициентом сетки из
балансовых геологических запасов нефти Qg выделяет подвиж-
ные запасы нефти
Коэффициент заводнения или коэффициент использования
подвижных запасов нефти можно представить следующей фор-
мулой:
К3=Кзн+(Кзк-Кзи)-А,
где
Кзн
----------2-; Азг
1,2+4,2-V2 зг
______1
0,95+0,25 V2 ’ (1-Д,)-ц0+Л2 ’
\ / 'н
V2 + 1 = (V2 +1) • (V2 +1) (v32 + 1)... .
Здесь показано: как учитывается различие подвижностей и
плотностей вытесняющего агента и нефти щ и у., как учитывает-
ся влияние множества параметров и факторов на результирую-
щую неравномерность вытеснения нефти в добывающую сква-
жину V2 в зависимости от V2, V22, V32 и других, которые опреде-
ляют по каждому параметру и фактору в отдельности. Здесь
также совершается вполне обоснованный переход от весовой
жидкости к расчётной жидкости (у которой исключено влияние
цо), для которой для всех возможных значений неоднородности
V~ созданы специальные подробные таблицы характеристик ис-
пользования подвижных запасов нефти. Здесь учитывается
опытным путем установленный факт, что под действием множе-
ства параметров и факторов, т.е. при объединении нескольких
функций распределения, в итоге получается функция гамма-
405
распределения, на основе которой созданы подробные таблицы
характеристик использования подвижных запасов нефти, а по
этим таблицам построены графики и подобраны расчётные фор-
мулы:
• уже приведенная формула коэффициента заводнения или
использования подвижных запасов нефти
К3 = КЗН +(Кзк-Кзн)А
и формула относительного отбора расчетной жидкости (когда
исключено влияние ц0) в долях подвижных запасов нефти
F = К +(К„ -Кэн).|ПгЦ-.
Эти формулы показывают жесткую взаимосвязь К3 и F - ко-
эффициента использования подвижных запасов нефти и отбора
расчетной жидкости в долях подвижных запасов нефти. Отсюда
получается формула предельной расчетной доли агента А в зави-
симости от относительного отбора расчетной жидкости
/4 = 1-е
а с учетом этого получается формула коэффициента заводнения
или использования подвижных запасов нефти
Г 1
как видно, по мере увеличения относительного отбора жидкости
F происходит увеличение коэффициента К3, соответственно,
коэффициента нефтеотдачи Кко, но увеличение всё меньше и
меньше.
Представленные формулы показывают взаимосвязь парамет-
ров и их расчёт. Но параметры лучше определять по фактиче-
ской истории эксплуатации скважин, безаварийно достигших вы-
сокой обводненности.
Такую историю разработки можно наблюдать на крупных
нефтяных залежах с постепенным многолетним разбуриванием
на участках опережающей разработки или на специальных экс-
периментальных участках со значительно сгущённой сеткой
скважин.
Необходимо отметить очень близкое совпадение представлен-
ных здесь формул и наблюдаемых фактических закономерностей.
406
На последующих этапах проектирования разработки нефтя-
ных залежей целесообразно использовать параметры, определён-
ные путем решения обратных задач на этих же залежах.
Приведем пример расчета коэффициента нефтеотдачи пла-
стов.
1. Коэффициент вытеснения нефти водой определяется по на-
чальной нефтенасыщенности пластов 0Н = 0,6 и остаточной неф-
тенасыщенности (Зн = 0,3 и получается равным
Х.=1-^ = ‘-^ = 0'5-
гн '
2. Коэффициент сетки при прерывистости пластов w = 0,3,
шаге хаотической изменяемости d = 0,4 км и плотности сетки
скважин - площади на скважину 51 = 32 га = 0,32 км2 равен
о з2
-^0,32
Яс=е0’4 =0,835,
для сравнения по более простой формуле получается
К = 1-°^-0,32 = 0,820.
с 0,42
3. Коэффициент заводнения при предельной весовой доле
агента в дебите жидкости добывающей скважины Л2 = 0,95, ко-
эффициенте различия физических свойств нефти и вытесняющей
воды Цо = 3 и показателе неравномерности вытеснения нефти в
добывающую скважину V2 = 0,667 определяется следующим об-
разом:
2
л-.
" 1.2+4.2 V2 1,2+4,20,667 ’
IZ _ ________1_ _______________I_______
:,к 0,95+0,25-У2 0,95+0,25-0,667
А= = °-95 _
(1-А,)-ц0+Л2 (1-0,95)-3+0,95 "
= 0,25 + (0,895 - 0,25) 0,864 = 0,25 + 0,645 • 0,864 = 0,807;
при этом .относительный отбор расчетной жидкости получается
равным
407
F = K„+ (K„ - K„) • In = 0,25 + 0,645 • In j-Д^ = 1,537;
при этом относительный отбор весовой жидкости равен
F2 =К3 + (F-X3)-p0 = 0,807+(1,537-0,807) • 3 = 2,997.
Формула балансовых геологических запасов нефти имеет вид
Об = ‘ ^эф ' Рп ’ Рн
где S - нефтяная площадь, км2; /гЭф ~ эффективная толщина неф-
тяных пластов (без неэффективной толщины), м; 0П - пористость
нефтяных пластов, доли единиц; Р„ “ начальная нефтенасыщен-
ность порового объема пластов, доли единиц; ун - плотность неф-
ти в поверхностных условиях, т/м3; b - объемный коэффициент,
показывающий во сколько раз увеличивается объем нефти из-за
растворенного в ней газа и во сколько раз уменьшается объем
пластовой нефти при выделении из нее растворенного газа.
После подстановки значений параметров нефтяной залежи
нефти получается
Qs = 5-Лзф -Рп/Рн -у = 125-106 -10 • 0,2-0,6 • = 100 • 106 т =
= 100 млн т.
При таких балансовых геологических запасах нефти подвиж-
ные запасы нефти равны
Qn = Q.-Кв Кс = 100-0,5-0,835 = 41,75 млн т;
соответственно, начальные извлекаемые запасы нефти равны
00=0б-кио=0б-ке-кс-кз=оп-кз =
= 41,75-0,807 =33,692 млнт;
начальные извлекаемые запасы расчетной жидкости равны
qfo = Q -F = 41,75-1,537 = 64,170
и начальные извлекаемые запасы весовой жидкости равны
С™ = On • Л = 41,75 • 2,997 = 125,125 млн т.
Итак, здесь был представлен расчет нефтеотдачи пластов в
его наиболее существенных чертах. Но при практическом выпол-
408
нении расчёта нефтеотдачи возникает много помех, прежде всего
связанных с дефицитом исходной информации, с малым числом
исследованных разведочных скважин, с высокой природной зо-
нальной неоднородностью пластов по их эффективной толщине
и продуктивности; именно поэтому необходимо увеличение чис-
ла исследованных скважин.
На начальном этапе разработки нефтяных месторождений при
больших расстояниях между существующими разведочными
скважинами параметр - шаг хаотической изменяемости d при-
дется определять по аналогии с другими давно разрабатываемы-
ми нефтяными месторождениями с большим числом скважин по
одноименным пластам. Проблему составит определение важней-
ших параметров: Кв - коэффициента вытеснения, V2 - показате-
ля неравномерности вытеснения нефти в типичную добывающую
скважину и цо _ коэффициента различия физических свойств
нефти и вытесняющего агента.
На последующих этапах разработки нефтяных месторождений
все основные параметры надо будет определять по фактической
работе скважин. Более того, в целом по нефтяным залежам, ис-
пользуя наши уравнения разработки нефтяной залежи и решая
обратные задачи проектирования, надо будет определять воз-
можные извлекаемые запасы нефти и коэффициенты нефтеотда-
чи при сохранении технологии добычи нефти и возможные уве-
личения извлекаемых запасов и нефтеотдачи при изменении,
усовершенствовании технологии. При этом первостепенное зна-
чение имеет практический опыт разработки рассматриваемых
нефтяных месторождений и других аналогичных месторождений.
При разработке месторождений и их нефтяных залежей важ-
ными параметрами являются годовые дебиты нефти и годовые
снижения годовых дебитов. При фиксированных условиях разра-
ботки годовые темпы снижения дебитов оказываются постоян-
ными. Это фундаментальный закон природы - прямолинейный
закон снижения дебита залежи: при фиксированных условиях
разработки текущие годовые дебиты нефти прямо пропорцио-
нальны текущим извлекаемым запасам нефти, снижение дебитов
прямо пропорционально снижению извлекаемых запасов. Это
позволяет определить текущие извлекаемые запасы и, значит,
начальные извлекаемые запасы нефти и коэффициент нефтеот-
дачи. Для этого надо от реальных изменяющихся нефиксирован-
ных условий перейти к фиксированным условиям и обнаружить
прямолинейный закон снижения удельного дебита нефти в зави-
симости от накопленного отбора нефти.
Обоснование извлекаемых запасов нефти не так легко сде-
лать; но не надо допускать промедления с их обоснованием и
409
официальным утверждением. Ведь величины запасов лежат в
основе проектирования рациональной разработки нефтяных за-
лежей и месторождений.
Наверное, по уже имеющейся истории разработки нефтяных
залежей и месторождений целесообразно оперативно определять
действительно введенные извлекаемые запасы нефти. Это помо-
жет избежать ошибок в технологии извлечения запасов нефти,
усовершенствовать технологию и увеличить извлекаемые запасы.
5.2. ЗАВИСИМОСТЬ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ
ОТ ПЛОТНОСТИ СЕТКИ СКВАЖИН
Сначала определение возможной нефтеотдачи пластов проис-
ходило по экспертным оценкам по опыту разработки других
сходных нефтяных месторождений. Понятно, что тогда был
только один коэффициент - коэффициент нефтеотдачи.
Позже, когда уже было проведено достаточно много исследо-
ваний в лабораторных условиях на образцах породы нефтяных
пластов вытеснения нефти водой с определением начальной и
остаточной нефтенасыщенности - с определением коэффициента
вытеснения, было предложено коэффициент нефтеотдачи пред-
ставлять в виде произведения двух коэффициентов - коэффици-
ента вытеснения и коэффициента охвата пластов вытеснением.
По современным представлениям это было сделано вполне
обоснованно: коэффициент вытеснения отражает влияние мик-
ронеоднородности породы нефтяных пластов, взаимной нерас-
творимости нефти и воды, поверхностных капиллярных сил, воз-
никающих на контакте нефти и воды на фоне микронеоднород-
ности, именно, эти капиллярные силы захороняют остаточную
нефть, а коэффициент охвата пластов вытеснением отражает
влияние макронеоднородности пластов по проницаемости между
зонами дренирования скважин и в пределах этих зон между обо-
собленными пластами и слоями, также влияние геометрической
неравномерности фильтрационного потока, идущего от забоев
нагнетательных скважин к забоям добывающих скважин, а также
влияние различия подвижностей воды и нефти в пластовых ус-
ловиях.
Еще позже при проектировании редкой сетки скважин на
площадях известного гигантского Ромашкинского нефтяного ме-
сторождения возникла бурная дискуссия о влиянии плотности
сетки скважин на нефтеотдачу пластов. Оппоненты утверждали,
что при применении редких и крайне редких сеток размещения
скважин происходят значительные потери запасов нефти.
410
Это утверждение справедливо, если нефтяные пласты облада-
ют высокой неоднородностью по проницаемости и прерывисто-
стью. Неоднородность (прерывистость) обязательно характеризу-
ется двумя параметрами: 1 - величиной самой неоднородности
(прерывистости) и 2 - размером тех зон, между которыми на-
блюдается неоднородность (прерывистость) - линейным разме-
ром d или шагом изменяемости.
Многие ученые-нефтяники в Москве, Уфе, Бугульме, Самаре
и других научных центрах провели исследования по установле-
нию зависимости нефтеотдачи от плотности сетки скважин. Бы-
ло получено много конкретных зависимостей по конкретным ме-
сторождениям, не связанных с параметрами неоднородности и
прерывистости нефтяных пластов и поэтому не имеющих уни-
версального характера и не применимых на других месторожде-
ниях.
Наш собственный путь по установлению зависимости нефте-
отдачи пластов от плотности сетки скважин был следующим.
Прежде всего, коэффициент охвата пластов вытеснением надо
представить в виде произведения двух коэффициентов: коэффи-
циента сетки, отражающего влияние плотности сетки, и коэффи-
циента заводнения или коэффициента использования подвижных
запасов нефти, отражающего влияние прокачки через пласты вы-
тесняющего агента, пока, обычно, воды. Коэффициент вытесне-
ния вместе с коэффициентом сетки из геологических запасов
выделяют подвижные запасы нефти, а третий коэффициент по-
казывает полноту извлечения подвижных запасов нефти.
По уже существовавшим картам распространения коллекторов
для нефтяных пластов девонских горизонтов Д0+Д1 по тогда (в
начале 60-х годов прошлого века) уже разбуренным площадям
Ромашкинского месторождения были проведены исследования
по определению зональной неоднородности пластов по продук-
тивности и проницаемости и определению линейного размера
d - шага хаотической изменяемости.
Далее на основе фактически полученных значений w - пре-
рывистости нефтяных пластов и d - шага изменяемости были
искусственно смоделированы карты больших нефтяных площа-
дей с большим числом зон. На эти карты были наложены сетки
скважин и определены потери запасов нефти в тупиковых и за-
стойных зонах. Всего было смоделировано 20000 скважин, т.е.
намного больше общего числа скважин, к тому времени пробу-
ренных на площадях Ромашкинского месторождения.
При этом была получена зависимость коэффициента сетки Кс
от плотности сетки скважин, т.е. от 51 - приходящейся на одну
скважину нефтяной площади
411
Kc = l-a-5l,
с учетом физической невозможности отрицательной величины
коэффициента сетки Кс полученная линейная зависимость ло-
гично переходит в показательную функцию
которая может быть представлена бесконечным рядом
но при малых значениях а • 51 «1 вполне достаточно первых
двух членов ряда
Кс =e~aS' = l-a-Sl.
В этих формулах а =и ~ рассматриваемая
нефтяная площадь; п0 - общее число скважин в пределах этой
нефтяной площади; w - доля площади зон неколлектора в пре-
делах нефтяной площади, причем взаимное расположение зон
неколлектора среди, зон коллектора хаотическое и доля зон не-
коллектора w < 0,4, т.е. основным является поле коллектора, в
которое включены зоны неколлектора. По рассматриваемой неф-
тяной площади при некотором числе пробуренных и исследован-
ных скважин ии - можно примерно определить долю неколлек-
тора w. Труднее определить величину d - шага изменяемости,
потому что для этого нужна большая нефтяная площадь с боль-
шим числом пробуренных и исследованных скважин, с достаточ-
но густой сеткой скважин, чтобы расстояние между соседними
скважинами 2с было меньше шага изменяемости d, т.е. 2а < d.
Поэтому обычно величину d - шага изменяемости определяют
по аналогии с другими сходными по геологическому строению
нефтяных пластов давно разрабатываемыми нефтяными площа-
дями и месторождениями, разбуренными достаточно густой сет-
кой скважин.
Когда-то в давние времена, около 50 лет назад в США по
большой совокупности давно разрабатываемых нефтяных место-
рождений (таких месторождений оказалось более 100) пытались
установить зависимость нефтеотдачи пластов от плотности сетки
скважин и не установили. У них ситуация была сложнее, чем у
412
нас. У нас на месторождениях применяется обычно режим под-
держания пластового давления путем заводнения. У них самые
разные режимы, вернее, самые разные сочетания режима исто-
щения со снижением пластового давления и режима поддержа-
ния пластового давления. При режиме истощения обычно в
большинстве случаев нефтеотдача оказывается гораздо ниже, и
она мало зависит от плотности сетки скважин, поскольку нет
нагнетательных скважин, нет взаимодействия нагнетательных с
добывающими скважинами, нет расстояний от нагнетательных до
добывающих, при увеличении которых происходит снижение
нефтеотдачи.
Однако и в наших более простых условиях при повсеместном
применении режима поддержания пластового давления есть су-
щественные помехи для проявления представленной здесь про-
стой зависимости коэффициента сетки от плотности сетки сква-
жин.
Одной из таких помех являются возможные большие хаоти-
ческие отклонения забоев скважин от их проектных точек распо-
ложения. На некоторых месторождениях Западной Сибири были
зафиксированы очень большие отклонения, например, такие
когда при проектном расстоянии между соседними скважинами
2 о = 500 м среднее отклонение равно /ср = 150 м.
Эти хаотические отклонения забоев создают дополнительную
геометрическую неравномерность вытеснения нефти, которая
может оказаться очень большой и значительно увеличить резуль-
тирующую неравномерность вытеснения, тем самым значительно
уменьшая суммарный отбор нефти (извлекаемые запасы нефти)
и увеличивая суммарный отбор воды.
На основе специально проведенных исследований была полу-
чена следующая формула дополнительной геометрической не-
равномерности
ч2,5 / J \2,5
V2 = 30 • А2'5 = 30 • = 30 • -4М .
Приведем краткую количественную характеристику этой
формулы:
д 0,05 0,10 0,15 0,20 0,25 0,30
0,017 0,095 0,261 0,537 0,938 1,479
413
Далее (табл. 5.1) для случаев, когда среднее хаотическое от-
клонение забоев скважин от проектных точек равно 1ср = 30 м,
что не намного больше дозволенного отклонения, для различных
проектных сеток скважин с площадью на скважину S1, равной 1,
4, 16 и 64 га, определены значения дополнительной геометриче-
ской неравномерности Уд2. При очень густой сетке скважин S1 =
= 0,01 км2 = 1 га на скважину эта дополнительная геометриче-
ская неравномерность оказалась слишком большой V/=1,479,
что во много раз больше основной неравномерности, равной
У.2 =0,5.
Таблица 5-1
Расчет коэффициента нефтеотдачи Кж
Расчет Уд При 4Р = 30 м
51, км2 га 2о, м v£ 0,01 1 100 1,479 0,04 4 200 0,261 0,16 16 400 0,046 0,64 64 800 0,008
Расчет V2 При Ц2 =0,5 и V2 = Уд2+1 -1 = 0,5+ 1,5 Уд2
V2 2,719 0,892 0,569 0,512
Расчет К3 При А = 0, 95 К3=Км+(Кзк+1 К 1 / <»)•- 1ЗН - 4 = Кзп 0,05 + Кзк 0,95, 1
зн 1,2 + 4,2-У2’ 0,95+ 0,25 У2
Кзк Кк К3 0,079 0,614 0,587 0,202 0,853 0,820 0,279 0,916 0,884 0,298 0,928 0,897
При а = 0,3 расчет Кс При а = 0,3, Кс = е"а'5‘ = в-0'3 51
Кс 0,997 0,988 0,953 0,825
При а = 0,3 расчет Ква При а = 0,3, /ср = 30 м, У2 = 0,5, а = 0,3 и Ks = 0,7, Х„о = К. • Кс • К. = 0,7 • Кс • К3
кво 0,410 0,567 0,590 0,518
При а = 1,0 расчет Кс При а = 1,0, Кс = e~a Si = е"5‘
Кс 0,990 0,961 0,852 0,527
При а = 1,0 расчет Кво При а = 1,0, 4Р= 30 м, Vi2 = 0,5, Кв = 0,7, Хно = • Кс К. = 0,7 К. К.
кво 0,407 0,552 0,527 0,331
414
Далее с учетом основной неравномерности V2 = 0,5 и допол-
нительной неравномерности 7Д2 была определена результирую-
щая неравномерность вытеснения нефти V2. А затем для полу-
ченных значений V2 и предельной доли агента в дебите добы-
вающих скважин А = 0,95 были определены значения коэффици-
ента заводнения К3. Этот коэффициент для самой густой сетки
скважин 51 = 1 га оказался самым низким К3 = 0,587, а для са-
мой редкой сетки скважин 51 = 64 га самым высоким К3 = 0,897.
Далее для двух ситуаций прерывистости и изменяемости кол-
лекторских свойств пластов, когда а = 0,3 1/км2 и когда а =
= 1,0 1/км2, были рассчитаны значения коэффициента сетки Кс;
наконец, при условии, что коэффициент вытеснения нефти водой
равен Кп = 0,7 были рассчитаны значения коэффициента нефте-
отдачи Кт1 = Кв Кс • К3.
Важно отметить, что не самая густая сетка скважин S4 = 1 га
обеспечивает максимальную нефтеотдачу пластов: при а =
= 0,3 1/км2 максимальную нефтеотдачу дает вариант разработки
с плотностью сетки скважин 51 = 16 га и при а = 1,0 1/км2 с
плотностью сетки скважин S1 = 4 га.
Таким образом, можно сделать важный вывод: не всегда сгу-
щение сетки скважин приводит к увеличению нефтеотдачи, бы-
вает, и наоборот, приводит к снижению нефтеотдачи. Надо пра-
вильно оценивать возможное качество бурения скважин и при
невысоком качестве бурения не проектировать слишком густые
сетки скважин. А при высоком качестве бурения при отклонении
забоев скважин меньше дозволенного дополнительная геометри-
ческая неравномерность оказывается очень маленькой и несуще-
ственной.
При определении плотности сетки скважин и ее влияния на
нефтеотдачу пластов надо учитывать фактическую ограниченную
долговечность скважин Тс« оо. При разработке нефтяных место-
рождений могут быть две крайние ситуации: 1 - с дублировани-
ем всех аварийно выбывших скважин, не отобравших свои из-
влекаемые запасы нефти; 2 - без дублирования аварийно вы-
бывших скважин с потерей их еще не отобранных извлекаемых
запасов нефти. В 1-й ситуации долговечность не влияет на неф-
теотдачу пластов, но влияет на общее число скважин-дублеров и
на годовое бурение скважин-дублеров, которое равно числу
скважин, работающих в рассматриваемом году, поделенному на
долговечность,
415
„(t)
c
Во 2-й ситуации долговечность скважин влияет на нефтеотда-
чу, дополнительно к коэффициенту сетки Кс нужен коэффициент
надежности системы разработки Хнс:
-|а+2»!_Ъ
Kc-XHf=ea5'- —V = e-“51-----— =el
1 + ^ 1+(^
<7о ‘ Тс
где Тс - долговечность скважин, годы; Тср - среднее время отбора
нефти, годы; Qo* _ извлекаемые запасы нефти на единицу неф-
тяной площади, млн т/км2; - амплитудный дебит нефти на
одну проектную скважину, млн т/год; S1 - нефтяная площадь на
одну проектную скважину, км2.
Обычно 2-я ситуация бывает вынужденной: при разработке
морских месторождений на морском шельфе с размещением
скважин на платформах, при разработке нефтяных месторожде-
ний в болотистой местности и размещении скважин на насыпных
островах.
Кроме того, 2-я ситуация может быть по желанию недрополь-
зователя. Но тогда скважин первоначальной проектной сетки
будет больше, нефтеотдача меньше и экономическая эффектив-
ность меньше.
У недропользователей, которые сами себя считают временны-
ми, бывает, возникает желание получить максимальный эконо-
мический эффект не по месторождению, т.е. не на единицу гео-
логических запасов нефти, а на единицу производственных капи-
тальных затрат. Тогда они стремятся максимально увеличить
геологические запасы нефти на скважину, максимально увели-
чить 51 - нефтяную площадь на скважину. Но они не учитыва-
ют, что всякое увеличение 51 нефтяной площади на скважину и
Q! - геологических запасов нефти на скважину приводит к
снижению Кс - коэффициента сетки и, возможно, увеличение
геологических запасов на скважину не компенсирует снижение
Кс - коэффициента сетки. Поэтому надо рассматривать произве-
дение площади на скважину и коэффициента сетки S1 и Кс
z = S' Кс= S' • e~a Si,
максимум которого будет при -Д- = 0 = е “ 5' - а • 51 • е a S', отсю-
dS
ci 1
да получается Snf = —.
416
Бывает совершенно парадоксально, когда недропользователь
хочет применить очень редкую сетку скважин 51 > 1 км2 = 100 га
в условиях большой прерывистости и большой изменяемости
коллекторских свойств пластов и даже на это ссылается.
Пример.
При а=^ = ^ = 2,25 и J2o^ = —J—= 2
d2 0,222 q'0Tc 0,01-50
предельное осмысленное разрежение сетки скважин
5' =-----i-7— = —1— = 0,235 км2 = 23,5 га,
„ , Оо* 2,25 + 2
(Л "г .
do ‘
при этом комплекс 51 • Кс = 0,235 • е (2'25+2)0’235 = 0,0866.
А недропользователь хочет применить 51 > 1 км2, тогда ком-
плекс
5* .g-4,2551 =1.е-4,25-1 = 00143,
, 0,0866 с
т.е. извлекаемые запасы нефти на скважину в 0 0143 = 6,056 =
= 6 раз меньше; не в —* = 4,25 раза больше, а в 6 раз мень-
ше!
Кроме уже рассмотренных факторов есть и другие, сущест-
венно влияющие на нефтеотдачу пластов, на зависимость нефте-
отдачи от плотности сетки скважин. Например, невскрытие пер-
форацией и неосвоение после перфорации некоторой части неф-
тяных пластов и слоев у некоторой части скважин. Так, на одной
из площадей Ромашкинского месторождения доля невскрытых
перфорацией и невведенных в разработку обособленных нефтя-
ных слоев оказалась равной 20 %. И обнаружилось это на позд-
ней стадии разработки, когда стали проверять, почему разраба-
тываемые извлекаемые запасы нефти были на 12 % меньше офи-
циально утвержденных. Предположение, что 12 % потерянных
извлекаемых запасов нефти находятся в малопродуктивных кол-
лекторах, нельзя было принять, потому что самих малопродук-
тивных коллекторов было только 5 %. После этого стали прове-
рять перфорацию участков и слоев и обнаружили 20 % неперфо-
рированных эффективных толщин.
Итак, подведем итоги.
Нефтеотдача пластов существенным образом зависит от плот-
ности сетки скважин.
14 — 857
417
Но эта зависимость сильно осложнена влиянием качества бу-
рения и эксплуатации скважин. Так, могут быть большие хаоти-
ческие отклонения забоев скважин; может быть не. вскрыта и не
освоена часть нефтяных пластов и слоев; по разным причинам
может быть ограниченная долговечность скважин, их хаотическое
выбытие, хаотическое разрежение сетки скважин и, соответст-
венно, потеря части извлекаемых запасов нефти. По-хорошему,
надо детально анализировать состояние фонда скважин, чтобы
затем адекватно учитывать результаты анализа при проектирова-
нии разработки нефтяных площадей, объектов и месторождений.
5.3. О ПЛОТНОСТИ СЕТКИ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ
И ВЕРТИКАЛЬНЫХ СКВАЖИН
Важным параметром применяемой системы разработки неф-
тяной залежи (эксплуатационного объекта) является плотность
сетки скважин, которая обычно представляется не числом
скважин на 1 км2 нефтяной площади, а величиной А1 - удель-
ной нефтяной площадью, приходящейся на 1 скважину в км2
или га. Эта величина входит в формулу коэффициента сетки и
таким путем влияет на коэффициент нефтеотдачи.
Вообще-то формула коэффициента сетки была обоснована
для равномерной сетки вертикальных скважин для условий
плоско-радиальной фильтрации. Тогда еще не думали о пре-
имуществе равномерных сеток скважин, но так было проще
получить формулу коэффициента сетки.
А как определить плотность сетки горизонтальных скважин,
чтобы по ней можно было примерно судить о возможной неф-
теотдаче пластов?
Именно этот вопрос рассматривается здесь.
Еще обращается внимание на то, что при неравномерной
сетке нельзя среднюю площадь на скважину определять путем
деления общей нефтяной площади на общее число скважин.
Положение гораздо хуже: надо учитывать доли удельных пло-
щадей в общей нефтяной площади, и средняя удельная пло-
щадь будет гораздо больше.
Вполне понятна плотность сетки скважин, определяемая по
их устьям: нефтяная площадь делится на число расположенных
на ней скважин, получается удельная нефтяная площадь на
скважину; и чем меньше эта удельная площадь, тем больше
плотность сетки скважин. Вообще-то сетка скважин бывает рав-
номерной (квадратной, треугольной) и неравномерной; при оди-
наковой плотности это могут быть существенно разные по своей
418
эффективности сетки скважин. При отсутствии анизотропии
проницаемости по площади нефтяных пластов и при неизвестной
анизотропии зонально неоднородных и прерывистых пластов
лучшими являются равномерные сетки скважин, которые обеспе-
чивают наиболее полную вскрываемость пластов, их запасов
нефти. Поэтому есть смысл от неравномерных сеток переходить
к эквивалентным равномерным сеткам, у которых (при одинако-
вой плотности по устьям скважин) эквивалентная равномерная
плотность будет меньше. При определении эквивалентной рав-
номерной площади на скважину надо взвешивать фактические
площади по их долям участия в общей площади, поэтому экви-
валентная равномерная площадь на скважину будет больше фак-
тической неравномерной площади. Для иллюстрации приведем
простой пример: на половине нефтяной площади удельная пло-
щадь на скважину 0,1, на другой половине нефтяной площади
удельная площадь 0,4. Общая нефтяная площадь 100. Средняя
, 100 п
арифметическая площадь на скважину равна = 0,16.
0Д+04
А средняя эквивалентная площадь на скважину, по которой
рассчитывается коэффициент сетки Кс для расчета коэффициента
нефтеотдачи
0,1-50+0,4-50 л пе
----100---= 0’25’
т.е. больше, чем среднеарифметическая удельная площадь в
0 25
= 1,5625 = 1,56 раза. Соответственно, коэффициент сетки и
коэффициент нефтеотдачи будут меньше, например, в
S = 1,0460 в 1,05 раза,
XJ Xj
в этом примере показатель а = 0,5 соответствует средним усло-
виям прерывистости и неоднородности девона Ромашкинского
месторождения, а удельные площади 0,1 и 0,4 в км2, что соответ-
ствует 10 и 40 га на скважину. В случае круговой или квадрат-
ной зоны дренирования со скважиной в центре, т.е. при плоско-
радиальной фильтрации, площадь зоны дренирования
51 =лЯс2, 51 = (2ст)2, Rc = ^L.
По нашему представлению, различные зоны дренирования на-
до сравнивать по Ra - радиусу (расстоянию) до среднего пери-
14
419
метра, который делит площадь зоны дренирования на две равные
части
<=(
i-л/?2, Rn
2 с n V2
получается, что 7?п меньше Rc не в 2 раза, а в 42 раза; значит,
эквивалентная площадь дренирования при плоско-радиальной
фильтрации увеличена в 2 раза! Значит, если при плоско-
радиальной фильтрации площадь дренирования на скважину
46 га, то при плоско-параллельной фильтрации она соответствует
23 га; если при плоско-параллельной фильтрации площадь на
скважину 32 га, то при использовании формулы коэффициента
сетки
эту площадь 32 га надо уменьшить в 2 раза и брать S1 = 16 га -
= 0,16 км2. Отметим, что плоско-параллельная фильтрация быва-
ет между параллельными галереями и в монолитном проницае-
мом пласте между параллельными горизонтальными скважинами.
Начнем с идеальных условий применения горизонтальных
скважин, обычно представляемых в рекламах горизонтальных
скважин: монолитный нефтяной пласт без разделяющих непро-
ницаемых прослоев. Скважины расположены прямолинейными
параллельными рядами, их горизонтальные длины расположены
вдоль рядов и образуют непрерывные прямые линии, где гори-
зонтальная длина одной скважины кончается, начинается гори-
зонтальная длина другой скважины. Расстояние между соседни-
ми рядами L. Эквивалентная площадь дренирования на скважину
. .,1 L2
будет 5 = —; горизонтальная скважина может иметь горизон-
тальную длину 1Т, значительно превышающую расстояние между
рядами скважин £; но это не имеет значения, важно, что нефтя-
ной пласт монолитный, а горизонтальные длины горизонтальных
скважин в плане образуют непрерывную линию. Например, L =
= 400 м, тогда подставляемая в формулу величина площади дре-
4002
нирования 5‘ = —— = 80000 м2 = 8 га = 0,08 км2, а при L =
= 800 м S1 = 320000 м2 = 32 га = 0,32 км2.
Но это были рассмотрены самые благоприятные условия. По-
этому перейдем к более реальным условиям. Нефтяной пласт
имеет общую толщину ho& = 20 м, эффективную толщину Лэф =
420
= 10 ми состоит из 4 проницаемых слоев, разделенных 3 непро-
ницаемыми прослоями. Расстояние между рядами L = 400 м, го-
ризонтальная длина у горизонтальной скважины /г = 400 м; гори-
зонтальная длина по каждому отдельному проницаемому слою
равна
1„ — = 400 ^Л = 50м.
сл r h , п 20 4
об сл
Доля площади дренирования с плоско-параллельной фильт-
рацией будет ^- = -^- = 0,125, здесь 2ст = 400 м - расстояние
между соседними скважинами в ряду, доля площади дренирова-
ния с плоско-радиальной фильтрацией 1 - = 0,875, в пределах
плоско-параллельной фильтрации эквивалентная площадь на
< 4002 о ?
скважину 5 = —— = 80000 м = 8 га = 0,08 км ; в пределах
плоско-радиальной фильтрации эквивалентная площадь на сква-
жину 5' = £-(2о-/сл) = 400 -(400 -50) = 140000 м2 = 0,14 км2, в
целом в пределах площади эксплуатации скважины
L- 2о = 400 • 400 = 160000 = 0,16 км2 эквивалентная площадь
дренирования равна
= 0,08 • 0,125 + 0,14 • 0,875 = 0,1225 км2,
т.е. меньше, чем для вертикальной скважины 51 = 0,16 км2.
Далее рассмотрим еще менее благоприятные условия. Нефтя-
ной пласт прежний (Аоб= 20 м, Аэф = Ю м, исл = 4) и горизонталь-
ные скважины прежние (/г = 400 м, /сл = 50 м), но каждая гори-
зонтальная скважина заменяет не 1, а 2 вертикальные скважины,
и расстояние в ряду между соседними горизонтальными скважи-
нами равно 2-2(3 = 2-400 = 800 м. Прежний подсчет будет спра-
ведлив для доли площади эксплуатации1 скважины
2ст 400 л с п
2^2а = 2 400 = °’5 • ^ЛЯ ДРУГОИ доли площади эксплуатации сква-
жины (1 - = (1 - 0,5) = 0,5 эквивалентную площадь дрени-
421
рования скважины определим по радиусу (расстоянию до сред-
него периметра)
Дп..=Е + ^± = »+^ = 275 м;
"*’ 2 2 2 2
эквивалентная площадь дренирования скважины
п2
5?. =5^.5* = 2л •/?'.. =2л-275 м2 = 475166 м2 = 47,5166 га =
<5*
2л
= 0,4752 км2;
итоговая эквивалентная площадь дренирования горизонтальной
скважины
$'= 5^221+ S,‘,.(l_2jJ =
’ 2-2ст \ 2-2ст/
= 0,1225 0,5 + 0,4752 • 0,5 = 0,29885 = 0,30 км2.
Эта эквивалентная площадь дренирования горизонтальной
скважины, подставляемая в формулу коэффициента сетки, суще-
ственно больше площади дренирования вертикальной скважины
0,30 ,
в = 1,868 раза, но меньше площади эксплуатации двух вер-
0,16
тикальных скважин 2-0,16 = 0,32 км2.
Таким образом, в случае плотности сетки вертикальных сква-
жин
51 = 16 га = 0,16 км2
при замене одна к одной вертикальных скважин горизонтальны-
ми скважинами в условиях монолитного нефтяного пласта экви-
валентная площадь на горизонтальную скважину становится 51 =
= 0,08 км2, как будто уменьшается в 2 раза, а в условиях много-
слойного пласта (общая толщина пласта Аоб = 20 м в 2 раза
больше эффективной толщины hg$ = 10 м, которая непроницае-
мыми прослоями разделена на 4 слоя) эквивалентная площадь
становится равной 51 = 0,1225 км2, в 1,3 раза меньше, чем у вер-
тикальных скважин; при замене 2 вертикальных скважин 1 гори-
зонтальной скважиной в условиях многослойного пласта эквива-
лентная площадь на 1 горизонтальную скважину становится рав-
ной 51 = 0,30 км2. Это значит, что коэффициент сетки при таком
422
применении горизонтальных скважин уменьшится: например,
вместо Кс = е’0'5 016 = 0,923* будет Кс = е’0’50’30 = 0,861, т.е.
0,5(0,30-0,16) 4 Л>7О
уменьшится в е -1,073 раза.
Итак, подытожим:
1. В благоприятных условиях применения горизонтальных
скважин, а именно, когда проницаемый нефтяной пласт являет-
ся монолитным, когда горизонтальные длины горизонтальных
скважин располагаются вдоль рядов скважин и образуют не-
прерывную прямую линию, эквивалентная площадь дренирова-
ния горизонтальной скважины оказывается равной половине
£2
квадрата расстояния между рядами — , что вдвое меньше пло-
щади дренирования вертикальной скважины при равномерной
квадратной сетке вертикальных скважин L = 2ст, L2 = (2ст)2. В
таких условиях, при таких горизонтальных скважинах эквива-
лентная площадь дренирования горизонтальной скважины при
увеличении ее горизонтальной длины /г и замене нескольких п
вертикальных скважин остается без изменения. Подчеркнем: по-
верхностная площадь, эксплуатируемая горизонтальной сква-
жиной, равна п • 2ст • L = п • L2, а ее эквивалентная площадь дре-
нирования, учитываемая в формуле коэффициента сетки, равна
г2
—, т.е. в 2-и раз меньше!
2. В более часто наблюдаемых реальных условиях, когда неф-
тяной пласт является многослойным, состоит из нескольких про-
ницаемых нефтяных слоев, отделенных друг от друга непрони-
цаемыми прослоями; когда горизонтальные длины горизонталь-
ных скважин в плане не образуют сплошные линии, а образуют
прерывистые, эквивалентную площадь дренирования горизон-
тальной скважины рассчитывают примерно так, как здесь было
сделано.
Приведенные примеры расчетов показывают, что при замене
одной вертикальной скважины на одну горизонтальную эквива-
лентная площадь дренирования горизонтальной скважины ока-
зывается несколько меньше, чем у вертикальной, соответствен-
‘Формула коэффициента сетки Кс = е~а !> ,
где
w2
а =
w - прерывистость
нефтяных слоев и пластов - доля неколлектора по площади их распространения;
d - шаг (хаотической) изменяемости коллекторских свойств слоев и пластов, км;
51 - удельная нефтяная площадь на одну скважину проектной сетки, км2.
423
но, несколько увеличивается коэффициент сетки и несколько
увеличивается коэффициент нефтеотдачи.
А при замене одной горизонтальной скважиной сразу не-
скольких вертикальных эквивалентная площадь дренирования
горизонтальной скважины возрастает и оказывается несколько
меньше суммы площадей заменяемых п вертикальных скважин;
значит, происходит снижение коэффициента сетки и коэффи-
циента нефтеотдачи!
3. При определении средней удельной нефтяной площади на
скважину не надо общую нефтяную площадь делить на общее
число скважин, поскольку это занижает среднюю удельную пло-
щадь, а надо разные удельные площади умножить на их доли в
общей площади; еще лучше умножить на их доли в общем
нефтяном объеме, т.е. учитывать различие скважин по эффек-
тивной нефтяной толщине.
5.4. ЗАВИСИМОСТЬ ДЕБИТА ОТ ЗАПАСОВ
Как известно, есть специалисты по гидродинамике нефтяных
пластов, которые определяют дебиты скважин независимо от за-
пасов нефти; также есть специалисты по подсчету запасов нефти,
которые определяют геологические запасы и даже извлекаемые
запасы нефти независимо от дебитов скважин, лишь бы в про-
цессе разведки нефтяных пластов были пробурены скважины и
эти скважины дали нефть, неважно сколько, 3 т/сут, 30 т/сут
или 300 т/сут; конечно, 300 т/сут лучше. Но еще есть специали-
сты по разработке нефтяных пластов - специалисты по динами-
ке и оптимизации процесса, которые обязательно связывают гео-
логию и гидродинамику нефтяных пластов, технологию бурения
и эксплуатации скважин и самое главное - экономику, которые
обязательно должны знать зависимость текущего дебита нефти
от текущих извлекаемых запасов нефти. И эта зависимость имеет
большое теоретическое и практическое значение.
5.4.1. ЗАВИСИТ ЛИ ДЕБИТ НЕФТИ ОТ ЗАПАСОВ НЕФТИ?
Если извлекаемые запасы нефти кончаются, то и дебит нефти
кончается.
Если максимальный начальный дебит нефти в расчете на од-
ну проектную скважину слишком мал и экономически нерента-
белен, то даже при наличии огромных геологических запасов
нефти извлекаемых запасов нефти промышленной категории нет.
424
Основной закон, справедливый для разрабатываемых нефтя-
ных месторождений: текущий относительный дебит нефти равен
текущим относительным извлекаемым запасам нефти.
Следствие из этого закона: текущий дебит нефти равен мак-
симальному начальному (амплитудному) дебиту нефти, умно-
женному на текущие относительные извлекаемые запасы
нефти.
Термин амплитудный дебит лучше, чем максимальный на-
чальный дебит. Амплитудный дебит характеризует интенсив-
ность воздействия на нефтяные пласты.
Интенсивность воздействия может изменяться и возрастать во
времени, амплитудный дебит может изменяться и возрастать,
значит, амплитудный дебит в процессе разработки нефтяной за-
лежи может возрастать, а возрастание максимального начального
дебита представляется нелогичным, как будто максимальный на-
чальный дебит еще не самый максимальный, может изменяться и
стать еще более максимальным.
Физический дебит нефти нефтяной залежи может увеличи-
ваться во времени при увеличении интенсивности воздействия
на нефтяные пласты, т.е. при увеличении амплитудного дебита,
например, за счет увеличения числа пробуренных и введенных в
действие скважин или за счет увеличения разности забойных
давлений нагнетательных и добывающих скважин, а также при
увеличении текущих относительных извлекаемых запасов нефти
за счет увеличения введенных в разработку начальных извлекае-
мых запасов нефти и уменьшения текущей доли отбора началь-
ных извлекаемых запасов нефти.
Всё выраженное здесь словами компактно представляется
уравнением добычи нефти по нефтяной залежи. Приведем сле-
дующие варианты этого уравнения:
qP-qP
(5.1)
(5.2)
(5.3)
В формуле (5.1) текущие дебиты нефти и текущие извлекае-
мые запасы нефти представлены в относительных величинах в
момент времени t.
425
В формуле (5.2) амплитудный и текущий дебиты нефти q^ и
q® (в млн т/год) начальные извлекаемые запасы нефти и нако-
пленный отбор нефти и (в млн т) в момент времени t.
В формуле (5.3) амплитудный годовой отбор и текущий годо-
вой отбор нефти q^ и q(t) (в млн т) в t-м году; q^ - амплитуд-
ный отбор в t-м году равен амплитудному дебиту на середину
t-ro года, соответственно, - введенные в разработку началь-
ные извлекаемые запасы нефти к середине t-ro года; ^q® - на-
1=1
копленный отбор нефти (в млн т) за годы от 1 до (t~l), предше-
ствующие рассматриваемому году (t).
Если можно принять, что амплитудный дебит нефти и вве-
денные в разработку начальные извлекаемые запасы нефти про-
порциональны числу пробуренных и введенных в действие сква-
(0
жин по'
rf’ =
0?’=0;
то тогда формула (5.3) принимает следующий вид
/) = —А-----(Qi. пР- g q« = I • (Qi • rtf - g q« 1,
0*+-.^ I i=i ; V i=i ;
(5.4)
где I - годовая интенсивность отбора текущих извлекаемых за-
пасов нефти.
При проектировании разработки нефтяных залежей довольно
часто и вполне обоснованно приходится принимать пропорцио-
нальность амплитудного дебита и начальных извлекаемых запа-
сов нефти числу скважин
Текущую годовую добычу нефти можно увеличить, прежде
всего, за счет увеличения амплитудного дебита нефти или ам-
плитудного годового отбора нефти на 1 проектную скважину q{,
также за счет увеличения начальных извлекаемых запасов нефти
426
на 1 проектную скважину Ql и за счет увеличения числа
пробуренных и введенных в действие скважин
Сам амплитудный дебит на проектную скважину q'o может
быть увеличен за счет повышения коэффициентов продуктивно-
сти скважин, увеличения разности забойных давлений нагнета-
тельных и добывающих скважин, усовершенствования схемы
размещения и приближения соотношения добывающих и нагне-
тательных скважин к рациональному.
Кто-то ошибочно полагает, что с коэффициентом заводнения
нет проблем, что он всегда близок к 1 и его можно принять рав-
ным 1 и вообще не рассматривать; что если разбурены и введены
в разработку утвержденные геологические запасы нефти, то вме-
сте с ними введены в разработку утвержденные начальные из-
влекаемые запасы нефти. Но это не так. В начальный период
разработки нефтяных месторождений при недостаточном их обу-
стройстве обычно обводняющиеся в первую очередь добывающие
скважины не эксплуатируют до высокой предельной обводненно-
сти. А значительно сниженной предельной обводненности соот-
ветствует значительно сниженный коэффициент заводнения и
сниженные извлекаемые запасы нефти. При дальнейшей разра-
ботке предельную обводненность будут увеличивать, соответст-
венно, будут возрастать коэффициент заводнения и введенные в
разработку начальные извлекаемые запасы нефти. Так за счет
изменения технологии будут возрастать извлекаемые запасы и
дебиты нефти разрабатываемых месторождений.
Динамика добычи нефти зависит от годовой интенсивности
отбора текущих извлекаемых запасов нефти и от текущих извле-
каемых запасов нефти: чем меньше текущие извлекаемые запасы
нефти, тем меньше годовые отборы нефти. А если фактические
годовые отборы нефти выше проектных и это расхождение неук-
лонно возрастает, то, значит, фактические извлекаемые запасы
нефти больше официально утвержденных. Заниженность офици-
ально утвержденных извлекаемых запасов нефти особенно видна,
когда они кончаются и уже окончены, проектные дебиты нефти
приближаются к нулю и становятся равными нулю, а фактиче-
ские дебиты нефти продолжаются и оказываются во много раз, в
бесконечное число раз выше проектных. И эта большая ошибка
проектных дебитов нефти не связана с ошибкой расчета ампли-
тудного дебита, а связана с ошибкой подсчета начальных извле-
каемых запасов нефти. Очень большая ошибка проектных деби-
тов может быть связана с не очень большой ошибкой подсчета
запасов! Это явная зависимость дебитов от запасов.
427
Другой пример. На нефтяном месторождении средних разме-
ров уже наступила завершающая стадия разработки и средний
дебит на 1 скважину составляет по нефти 2 т/сут и по воде
10 т/сут, обводненность более 80 %. Месторождение вполне бла-
гополучное, утвержденные начальные запасы нефти уже отобра-
ны, но добыча нефти продолжается, поэтому несколько увеличи-
ли начальные извлекаемые запасы нефти. Но текущий средний
дебит нефти 2 т/сут, близкий к предельному минимальному эко-
номически допустимому; значит разработка месторождения за-
вершается.
На месторождении начальное пластовое давление было рано
250 ат, давление насыщения нефти газом 200 ат, начальное газо-
содержание нефти 200 м3/т. Нефтяные пласты обладали очень
высокой продуктивностью, поэтому скважины эксплуатировали
фонтанным способом при небольшой депрессии и забойном дав-
лении выше давления насыщения. Но после начала обводнения
скважин постепенно с фонтанного способа эксплуатации пере-
шли на глубиннонасосный, забойное давление снизили ниже
давления насыщения. Специальные исследования показали, что
при этом коэффициенты продуктивности по нефти были сниже-
ны в 20 раз. Учитывая это, теперь надо осуществить подъем за-
бойного давления до давления насыщения и снизить депрессию в
2 раза, соответственно, в 2 раза до 5 т/сут уменьшить дебит воды
и до 20 т/сут увеличить дебит нефти; текущая обводненность с
83 % снизится до 20 %. Судя по такой невысокой текущей об-
водненности 20 % на рассматриваемом нефтяном месторождении
начальные извлекаемые запасы нефти примерно в 2 раза выше
уже отобранных.
Таким образом, значительное увеличение дебита нефти и
снижение обводненности приводит к значительному увеличению
извлекаемых запасов нефти.
Итак, повторяем: дебит нефти зависит от запасов нефти; по
мере отбора и снижения запасов нефти происходит снижение
дебита нефти; конечно, если амплитудный дебит остается неиз-
менным. Отбор запасов нефти приводит к уменьшению текущего
дебита нефти, но увеличение амплитудного дебита увеличивает
текущий дебит и кратность увеличения амплитудного дебита
может быть выше кратности уменьшения текущих извлекаемых
запасов; тогда будет видно увеличение текущего дебита.
Очень важно, что существует такой закон: текущий относи-
тельный дебит нефти равен текущим относительным извлекае-
мым запасам нефти.
Эта простота закона не является результатом грубого упро-
щения, а является результатом действия множества факторов,
428
прежде всего, зональной и послойной неоднородности пластов по
проницаемости и их неоднородности по эффективной толщине, а
также возникающей сильной геометрической неравномерности
фильтрационного потока.
Эта простота - замечательный результат природы и матема-
тики (математических преобразований), такой же замечательный
результат, как закон Дарси для фильтрации жидкостей и закон
Ома для электрического тока.
Важно, что этот закон нами был получен теоретическим пу-
тем [8], [10]; и он оказался очень устойчивым в различных при-
родных и технических условиях.
Этот закон в течение последних 100 лет многократно наблю-
дался на разрабатываемых нефтяных месторождениях и считался
наиболее часто наблюдаемым эмпирическим законом. После на-
шего теоретического подтверждения этот очень универсальный
закон стал теоретически обоснованным.
5.4.2. ЗАВИСИТ ЛИ ДЕБИТ ОТ ЗАПАСОВ?
При фиксированных условиях разработки нефтяной залежи,
когда все скважины одновременно введены в работу и с самого
начала использованы все средства интенсификации, начальный
максимальный или амплитудный дебит нефти и начальные из-
влекаемые запасы нефти, можно сказать, не зависят друг от дру-
га, хотя амплитудный дебит нефти и начальные извлекаемые за-
пасы нефти одинаково зависят от эффективной толщины экс-
плуатируемых нефтяных пластов. Но есть и другие параметры:
дебит нефти прямо пропорционален проницаемости нефтяных
пластов и обратно пропорционален вязкости нефти, прямо про-
порционален разности забойных давлений нагнетательных и до-
бывающих скважин, а извлекаемые запасы нефти прямо пропор-
циональны пористости, разности начальной и остаточной нефте-
насыщенностей и нефтяной площади эксплуатируемых пластов;
другие параметры могут быть высокими, средними или низкими
и при высоком дебите нефти могут быть невысокие извлекаемые
запасы нефти и, наоборот, при невысоком дебите высокие извле-
каемые запасы нефти. Но относительный дебит - текущий дебит
в долях начального максимального (амплитудного) дебита и от-
носительные запасы - текущие извлекаемые запасы в долях на-
чальных извлекаемых запасов равны. Чем ниже относительные
извлекаемые запасы нефти, тем ниже относительный текущий
дебит нефти; извлекаемые запасы нефти кончаются, и дебит неф-
ти кончается. Как нам кажется, эту взаимозависимость дебитов и
429
запасов проще всего показывает уравнение добычи нефти (дина-
мики добычи нефти):
( У) ) Щ
С = Т,^0 = 8<‘>; /’ = • 8(,), (5.5)
<’ OS'
где q^ - текущий дебит нефти рассматриваемой нефтяной за-
лежи, который равен q^ - текущему амплитудному дебиту неф-
ти, умноженному на S(o - текущую долю извлекаемых запасов
Л)
нефти; -т— - текущий относительный дебит нефти в долях те-
(?о
кущего амплитудного дебита нефти; - введенные в разра-
ботку начальные извлекаемые запасы нефти; - накопленный
отбор нефти; - текущие извлекаемые запасы нефти;
п(Г) _ л(0 , ,
- текущие относительные извлекаемые запасы
нефти.
Итак, текущий дебит нефти равен текущему амплитудному
дебиту, умноженному на текущую долю извлекаемых запасов
нефти. Текущий дебит, естественно, снижается по мере снижения
текущей доли извлекаемых запасов нефти. Но текущий дебит
нефти можно увеличить за счет увеличения текущего амплитуд-
ного дебита, т.е. за счет увеличения интенсивности воздействия
на нефтяные пласты, и за счет увеличения доли еще неотобран-
ных извлекаемых запасов нефти, что при известном - нако-
пленном отборе нефти можно сделать за счет увеличения -
введенных в разработку начальных извлекаемых запасов нефти.
Увеличение текущего дебита нефти возможно, если увеличе-
ние амплитудного дебита и начальных извлекаемых запасов неф-
ти компенсируют естественное падение дебита нефти; но, как
только возможности мероприятий по дальнейшему увеличению
430
амплитудного дебита и начальных извлекаемых запасов нефти
будут исчерпаны, сразу пойдет естественное падение дебита
нефти.
Приведем и преобразуем соотношение дебитов нефти двух со-
седних годов:
g(z+1) _Оо-8д+1).
<7(0 Оо-Q? ’
<?(t) - a<7(t+l) _ Qo - qP + ojtj - Q?+1).
<7(0 Qo-QP
A?(f+1) _ AQ<t+1)
<7(r) Qo-Q?r
Смысл последнего соотношения: доля годового снижения
ткущего дебита нефти равна доле годового снижения текущих
извлекаемых запасов нефти. В этой формуле все величи-
ны А</'+,), q^\ А(2д+1^и - снижение дебита нефти за год
(£+1), дебит нефти в t-м году, снижение извлекаемых запасов
нефти за год (£+1) или дебит нефти в году (£+1) и накопленный
отбор нефти к концу £-го года фактически известны; кроме вели-
чины Qo, которая принимается равной официально утвержден-
ным начальным извлекаемым запасам нефти. И если годовой
темп снижения дебита нефти значительно больше годового темпа
снижения извлекаемых запасов нефти, то, значит, действительно
введенные в разработку начальные извлекаемые запасы нефти
заметно или значительно меньше официально утвержденных.
Аналогично, если годовой темп снижения дебита нефти значи-
тельно меньше годового темпа снижения извлекаемых запасов
нефти, то, значит, действительно введенные в разработку началь-
ные извлекаемые запасы нефти заметно или значительно больше
официально утвержденных.
В рассматриваемой ситуации действительно введенные в раз-
работку начальные извлекаемые запасы нефти можно определить
по следующей формуле:
а = о? W’ =q?’ + 4^ <5-7>
Итак, фактические начальные извлекаемые запасы нефти мо-
гут отличаться от официально утвержденных, как в сторону за-
431
нижения, так и в сторону завышения. Неточность определения
официальных извлекаемых запасов нефти связана, прежде всего,
с зональной неоднородностью нефтяных пластов по эффектив-
ной толщине. Эта неоднородность заметно меньше зональной
неоднородности нефтяных пластов по продуктивности, но все-
таки довольно большая. Если неоднородность количественно ха-
рактеризовать квадратом коэффициента вариации, то неоднород-
ность нефтяных пластов по продуктивности обычно бывает в
пределах: V,2 от 0,5 до 1,5, а неоднородность пластов по эффек-
тивной нефтяной толщине обычно бывает в пределах: 7Л2 от 0,1
до 0,3, примем V/ =0,16. Также примем, что при подсчете запа-
сов нефти значения эффективной нефтяной толщины были по-
лучены по 16 скважинам, т.е. число скважин, давших информа-
цию, равно пп =16. Тогда относительная среднеквадратичная
ошибка равна
±Д = ± IK = ± ® = ±0,1,
относительная максимальная ошибка может быть
±Лтах = ±3 • Д = ±3 • 0,1 = ±0,3.
Будем рассматривать три случая: когда фактическая относи-
тельная ошибка равна -0,2, когда 0,0 и когда +0,2. Для фиксиро-
ванных условий разработки нефтяных залежей для рассматри-
ваемых трех случаев были сделаны расчеты, результаты которых
представлены в табл. 5.2.
В табл. 5.2: (1-8) - текущий накопленный отбор нефти в до-
лях официально утвержденных начальных извлекаемых запасов
нефти; 8 - текущая доля официально утвержденных начальных
извлекаемых запасов нефти; q0 - амплитудный дебит нефти за-
лежи; q - текущий дебит нефти в долях амплитудного дебита по
залежи, по которой официально утвержденные начальные извле-
каемые запасы нефти были определены точно А = 0,0 и соответ-
ствуют фактическим извлекаемым запасам; q< - текущий дебит
нефти в долях амплитудного дебита по залежи, по которой офи-
циально утвержденные извлекаемые запасы нефти были опреде-
лены неточно (А = -0,2) и фактические извлекаемые запасы неф-
ти ниже официально утвержденных; q> - текущий относитель-
ный дебит нефти в долях амплитудного дебита по залежи, по
которой официально утвержденные извлекаемые запасы нефти
432
Таблица 5.2
Сравнение относительных дебитов нефти (q, q<t q.) вариантов разработки
нефтяных залежей с точными начальными извлекаемыми запасами нефти
(Д = 0,0), заниженными (Д = -0,2) и завышенными (Д = +0,2) в зависимости
от (1-5) - относительного отбора официально утвержденных начальных
запасов нефти
1-8 5 Д = 0,0 Д = -0,2 Д = +0,2
Я Я< Я< Я Я Я< <7> я я>
0,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,о 1,0 1,0 1,0
0,1 0,9 0,9 0,875 0,972 1,029 0,917 1,019 0,981
0,2 0,8 0,8 0,75 0,938 1,067 0,833 1,041 0,960
0,3 0,7 0,7 0,625 0,893 1,120 0,750 0,071 0,933
0,4 0,6 0,6 0,50 0,833 1,200 0,667 1,112 0,900
0,5 0,5 0,5 0,375 0,750 1,333 0,583 1,166 0,857
0,6 0,4 0,4 0,25 0,625 1,6 0,500 1,250 0,800
0,7 0,3 0,3 0,125 0,417 2,4 0,417 1,390 0,719
0,72 0,28 0,28 0,10 0,357 2,8
0,75 0,25 0,25 0,0625 0,250 4,0
0,78 0,22 0,22 0,025 0,114 8,8
0,79 0,21 0,21 0,0125 0,060 16,8
0,8 0,2 0,2 0,000 0,000 00 0,333 1,665 0,601
0,9 0,1 0,1 0,250 2,5 0,400
0,95 0,05 0,05 0,208 4,16 0,240
0,975 0,025 0,025 0,188 7,52 0,133
0,979 0,01 0,01 0,175 17,5 0,057
0,9795 0,005 0,005 0,171 34,2 0,029
1,0 0,0 0,0 0,167 00 0,000
были определены неточно (А - н-0,2) и фактические извлекаемые
запасы нефти выше официально утвержденных.
В табл. 5.2 показаны значения текущих относительных деби-
тов нефти q, q<n q> в зависимости от 1-5 - накопленного отбора
нефти в долях официально утвержденных начальных извлекае-
мых запасов; когда фактический дебит нефти оказывается ниже
проектного дебита q< < q показано, во сколько раз ниже —; ко-
<7<
гда фактический дебит нефти оказывается выше проектного
q> > q, показано, во сколько раз выше .
я
Когда фактические извлекаемые запасы нефти ниже офици-
ально утвержденных (А = ~0,2), то при текущей доле отбора от
официально утвержденных извлекаемых запасов нефти (1-5) >
> 0,4 ошибка проектных дебитов нефти оказывается слишком
большой: больше 20 %, возрастает до 60 %, дог300 %, до 1500 %.
Ясно, что срочно надо пересчитывать и официально переутвер-
ждать величину извлекаемых запасов нефти.
433
Когда фактические извлекаемые запасы нефти выше офици-
ально утвержденных (А = +0,2), то при текущей доле отбора от
официально утвержденных извлекаемых запасов нефти (1-8) >
> 0,5 ошибка проектных дебитов нефти оказывается слишком
большой: больше 17 %, возрастает до 39 %, до 67 %, до 316 %, до
1650 % и 3300 %. Ясно, что срочно надо пересчитывать и офици-
ально переутверждать величину извлекаемых запасов нефти.
Текущий дебит нефти при уменьшении текущих извлекаемых
запасов нефти может не уменьшаться, а даже, наоборот, увеличи-
ваться, если увеличение текущего амплитудного дебита будет
больше уменьшения текущих извлекаемых запасов. А увеличение
текущего амплитудного дебита может быть за счет проведения
эффективных мероприятий по увеличению репрессии-депрессии
на нефтяные пласты, по увеличению продуктивности нефтяных
пластов, по приближению соотношения добывающих и нагнета-
тельных скважин к рациональному значению.
Но текущий дебит нефти также можно увеличить за счет уве-
личения действительно введенных в разработку извлекаемых за-
пасов нефти, например, за счет эффективных мероприятий по
увеличению коэффициента нефтеотдачи пластов, конкретно, ко-
эффициента заводнения за счет уменьшения подвижности вы-
тесняющей воды и за счет своевременной изоляции обособлен-
ных полностью обводненных нефтяных слоев и пластов.
Вывод.
Да, дебит нефти зависит от запасов нефти и относительное
снижение дебита нефти равно относительному снижению (за
счет отбора) введенных в разработку извлекаемых запасов нефти.
Текущий дебит нефти можно увеличить за счет увеличения интен-
сификации, т.е. за счет увеличения текущего амплитудного деби-
та, и за счет увеличения текущих извлекаемых запасов нефти.
В процессе разработки нефтяной залежи текущие извлекае-
мые запасы нефти сильно зависят от технологии эксплуатации
скважин, т.е. от коэффициента заводнения, который учитывает
технологию. По-другому, этот коэффициент называется коэффи-
циентом использования подвижных запасов нефти. С учетом
этой зависимости дебита нефти от извлекаемых запасов нефти
надо оптимизировать процесс добычи нефти.
5.5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ВЫТЕСНЕНИЯ
НЕФТИ ГАЗОМ
Проблема определения коэффициента вытеснения нефти га-
зом сильно обострилась в последние годы, когда в нашей стране
стали проектировать применение закачки газа для увеличения
434
нефтеотдачи пластов. Наперед было известно, что по сравнению
с закачкой воды закачка газа обеспечивает более низкую нефте-
отдачу. А некоторые авторитетные ученые утверждают, что газ
по сравнению с водой обеспечивает более низкий коэффициент
вытеснения нефти. Если у газа коэффициент вытеснения ниже, а
коэффициент охвата вытеснением точно по расчетам ниже, чем у
воды, то, спрашивается, зачем закачивают газ? Почему в других
нефтедобывающих странах так много осуществлено технологий с
закачкой газа? Кто прав: ученые других стран или наши некото-
рые авторитетные ученые? По нашему представлению, наши не-
которые авторитетные ученые неправильно определяют коэффи-
циент вытеснения нефти газом. Прокачка газа должна быть эк-
вивалентна прокачке воды, но с учетом высокой подвижности
газа по сравнению с подвижностью нефти и воды, например, у
газа по сравнению с нефтью подвижность выше в р. = 200 раз, и
с учетом высокого пластового давления, например, равного Рпл =
- 300 ат, которое в 300 раз сжимает газ. Объем 1 т нефти вместе
с растворенным газом равен Ь„ = 1,5 м3.
Наша дальнейшая логика такова: маленький образец керна, из
которого газом вытесняют нефть, обладает высокой микронеод-
нородностью по проницаемости. Как обычно, неоднородность по
проницаемости математически описывается функцией гамма-
распределения. По фактическим данным неоднородность трубок
тока по проницаемости количественно характеризуется квадра-
том коэффициента вариации V2 = 0,667.
Подвижная нефтенасыщенность образца керна в соответствии
с функцией распределения проницаемости (микропроницаемо-
сти) изменяется от 0 до 1. По мере прокачки газа высокого дав-
ления через образец керна, насыщенный нефтью, его насыщен-
ность подвижной нефтью постепенно уменьшается от 1 до 0.
Далее будем использовать таблицу 7 для V2 = 0,667 Приложе-
ния к книге [10], которая содержит характеристику использова-
ния подвижных запасов нефти. По данным этой таблицы, когда
коэффициент вытеснения нефти агентом (газом) достигает вели-
чины К3 = 0,5085, текущая расчетная доля вытесняющего агента в
дебите жидкости на выходе из образца керна равна А = 0,3920,
накопленная расчетная доля вытесняющего агента равна Аср =
= 0,1186 и относительный накопленный расчетный отбор жидко-
сти в долях подвижных запасов нефти равен F= 0,5769.
Переход от реальных весовых или объемных отборов жидко-
сти к расчетным отборам жидкости выполняется с целью выне-
сти за скобки влияние различия физических свойств нефти и
вытесняющего агента (прежде всего различия подвижностей и
плотностей). Таким образом разделяется учет неоднородности
435
породы по проницаемости и учет различия физических свойств
нефти и агента; учет того или другого не отменяется, а только
разделяется и делается по очереди. Отбор жидкости состоит из
отбора нефти и отбора прорвавшегося вытесняющего агента.
При вытеснении нефти водой при предельной расчетной доле
вытесняющего агента А = 0,9880 коэффициент вытеснения под-
вижных запасов нефти равен К3 = 0,9564, относительный накоп-
ленный расчетный отбор жидкости равен F = 5,000, а соотноше-
ние накопленного расчетного отбора вытесняющего агента и на-
копленного отбора нефти равно
f = ^—^ = 4,2279.
К3
Если коэффициент различия физических свойств нефти и вы-
тесняющего агента (вытесняющей воды) равен ц0 = 2 (как по де-
вону Ромашкинского нефтяного месторождения), то соотношение
весовых отборов воды и нефти равно
/а2= Л Фо =4,2279-2 = 8,4558,
и соотношение весовых отборов жидкости и нефти равно
А = /-+1 = 8,4558 + 1 = 9,4558.
К JA‘i
3
Примерно такая прокачка вытесняющего агента - вытесняю-
щей воды выполняется в лабораторных условиях через образцы
керна. Но при этом получается К3 = 0,9564, значит, эксперимен-
тально наблюдаемый коэффициент вытеснения нефти водой надо
увеличить делением на 0,9564. Корректировка небольшая, но ее
надо выполнять.
Теперь, соблюдая аналогию с вытеснением нефти водой, при-
нимаем соотношение расчетной жидкости и нефти равным
F
— = 5,2279 и учитываем коэффициент различия физических
кз
свойств нефти и вытесняющего газа ц0- Формула этого коэффи-
циента в рассматриваемой ситуации имеет вид
1 I = Иг Ни . ^пл . А _ X • 1 I Нн . р . Ь
Цо Г) ПЛ
Нг + Нг Ун 2 < М Ун
= Ь(1+И. )/>„„/>.=
= +(1 + 200)-300-1,5 = 45225,
436
где цг и Ця - вязкости газа и нефти в пластовых условиях; Рпл -
пластовое давление в долях атмосферного давления; ун - относи-
тельная плотность нефти в поверхностных условиях в долях
плотности воды; b - объемный коэффициент нефти, показываю-
щий увеличение объема нефти в пластовых условиях из-за рас-
творенного газа.
При объеме нефти в образце керна 4 см3 при закачке воды с
коэффициентом вытеснения нефти водой Кв = 0,5 объем прокач-
ки воды через образец керна должен быть
r_F
р \ 1
2--1 .ц0+1 =4 0,5 [(5,2279-1)-2 +
4см3-Кв- А-i .
= 18,9116 = 20 см3
1]=
Далее необходимо, соблюдая аналогию с заводнением, опреде-
лить прокачку газа через образец керна. При этом остается неиз-
менным соотношение накопленного расчетного отбора жидкости
F
и накопленного отбора нефти — = 5,2279. Эта величина обу-
3
словлена неоднородностью по проницаемости образца керна.
Прокачка газа через образец керна должна быть равна
4-Кв- -^-1 -ц0+1 =4-1-[(5,2279-1)-45225 +
з /
-764831 = 1000000 см3 = 1м3.
0 =
Таким образом необходимый объем прокачки газа (в н.см3) в
1000000/20 = 50000 раз больше необходимого объема прокачки
воды, а с учетом давления газа Рпл = 300 ат в 50000/300 = 167 раз
больше.
При такой прокачке газа фактический коэффициент вытесне-
ния нефти газом приближается к 1, но еще остается меньше 1,
примерно равным 0,9564. Но это будет подтверждать, что коэф-
фициент вытеснения нефти газом равен Кв = 1.
Возможен другой способ определения.
Создаем керн большой длины, например, длина керна равна
1 м. Керн содержит нефть. Закачиваем в этот керн газ под дав-
лением 300 ат в объеме, равном 0,1 объема нефти; после закачки
газа со стороны закачки газа отделяем 0,05 длины керна. В этой
части керна коэффициент вытеснения нефти газом должен быть
примерно равным Кв = 0,855. Если так, то окончательный коэф-
фициент вытеснения нефти газом равен Кв = 1.
437
Таким образом, в лабораторных условиях на специальных ус-
тановках, выдерживающих пластовое давление, например, равное
Рпл = 300 ат, можно определить коэффициент вытеснения нефти
газом, который используется при проектировании применения
газового заводнения нефтяных пластов и водогазового воз-
действия.
5.6. О МЕТОДАХ ЗНАЧИТЕЛЬНОГО УВЕЛИЧЕНИЯ
ДОБЫЧИ НЕФТИ И НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ
Так принято: различать методы добычи нефти и методы уве-
личения нефтеотдачи. А зря, нужны методы, одновременно зна-
чительно увеличивающие добычу нефти и нефтеотдачу пластов.
Принято считать, что методы добычи нефти дешевые, а методы
увеличения нефтеотдачи дорогие. Но такие дорогие методы уве-
личения нефтеотдачи, сколько ни агитируй, все равно не будут
применять.
Бывает, приводят давно известный (более 30 лет известный)
список новых методов увеличения нефтеотдачи, которые по го-
сударственной программе в широких промышленных масштабах
уже были применены и в итоге 10-летнего применения не пока-
зали высоких результатов и не получили высокой оценки. Сове-
щание, подводившее итоги, было проведено 20 лет назад, на са-
мом высоком в нашей стране уровне - в ЦК КПСС. В этом
совещании участвовали руководители министерства нефтяной
промышленности, ученые из Академии наук СССР, руководите-
ли-нефтяники, ответственные за применение новых методов
увеличения нефтеотдачи, и ученые-нефтяники.
Далее будем представлять методы, которые значительно уве-
личивают добычу нефти и одновременно значительно увеличи-
вают нефтеотдачу пластов. Эти методы, создаваемые в течение
более 30 лет, защищенные большим числом авторских свиде-
тельств и патентов, не попали в известный список методов уве-
личения нефтеотдачи пластов, может быть потому, что одновре-
менно являются методами добычи нефти и методами увеличения
нефтеотдачи, а может быть потому, что те, кто представляет из-
вестный список методов увеличения нефтеотдачи, сами не явля-
ются авторами этих методов, а может быть потому, что эти пред-
ставляемые здесь методы одновременно являются и проще, и
сложнее; проще потому, что состоят из давно известных деталей;
сложнее потому, что являются комплексными, требуют нового
значительно более высокого уровня контроля за работой сква-
жин (по каждой работающей скважине регулярное определение с
438
удовлетворительной точностью производительности - закачки
агента или дебита жидкости, дебита нефти, обводненности, за-
бойного давления, пластового давления и других необходимых
показателей) и большого количества гидродинамических иссле-
дований, включают оперативное проведение локальной и гло-
бальной оптимизации режимов работы добывающих и нагнета-
тельных скважин, соответственно, значительные доли увеличения
добычи нефти и нефтеотдачи прямо связаны со своевременной
достоверной информацией и оптимизацией. Эти методы по су-
ществу являются комплексными и интеллектуальными.
Надо различать потребность в интеллектуальной разработке
нефтяных месторождений и возможность. Здесь - потребность.
Бывает, интенсивный отбор нефти осуждают и называют вар-
варским. Против этого следует возразить. Кроме случаев высо-
кой и сверхвысокой продуктивности нефтяных пластов, когда
проблемы возникают за пределами нефтяных месторождений,
например, проблемы пропускной способности коммуникаций или
временной ограниченной потребности рынка; нет смысла непол-
ностью использовать природные возможности нефтяных пластов
и современные технические возможности.
Варварская разработка - это неграмотная разработка, когда
хотели взять много, а взяли мало. За неграмотность нефтяные
пласты жестоко мстят. Один военный генерал в газете написал,
что танки тачать - не нефть качать. Как будто танки тачать
сложно, а нефть качать просто. Из-за неграмотности таких гене-
ралов при одних и тех же затратах текущая добыча нефти
уменьшается в 1,5-2 раза.
1. Простейшее правило - закон Дарси: чем больше перепад
давления между входом и выходом, тем прямо пропорционально
больше расход жидкости. Закон Дарси такой же простой, как
закон Ома: чем больше разность потенциалов при неизменном
электрическом сопротивлении, тем больше сила тока, тем больше
расход электричества. Поэтому существует и широко применяет-
ся электрогидродинамическая аналогия ЭГДА. Всё становится
просто, как только благодаря электрогидродинамической анало-
гии систему нагнетательных и добывающих скважин удается
представить в виде последовательно-параллельной электрической
цепи.
Но прямо пропорциональная зависимость дебита добывающей
скважины от разности пластового и забойного давления (от де-
прессии) и закачки нагнетательной скважины от разности забой-
ного и пластового давлений (репрессии) существует в опреде-
ленных границах: как только забойное давление добывающей
скважины становится ниже давления насыщения нефти газом, из
439
нефти выделяется растворенный газ и выпадают твердые части-
цы асфальтенов и парафинов, так в призабойной зоне пластов
значительно увеличивается фильтрационное сопротивление для
нефти, эквивалентная вязкость нефти значительно увеличивает-
ся, нефть приобретает черты высоковязкой жидкости, коэффици-
ент продуктивности скважины по нефти уменьшается или даже
резко уменьшается, после какого-то существенного снижения
забойного давления ниже давления насыщения, несмотря на уве-
личение депрессии, дебит нефти начинает снижаться; при этом
коэффициент продуктивности по воде (если уже началось обвод-
нение скважины) не снижается, остается постоянным, дебит воды
увеличивается прямо пропорционально увеличению депрессии,
из-за снижения дебита нефти и увеличения дебита воды катаст-
рофически растет обводненность, приближается конец эксплуа-
тации скважины и нефтеотдача пластов оказывается существенно
или значительно сниженной. Снижение забойного давления ниже
давления насыщения может быть при завышенной производи-
тельности глубинного насоса и снижение пластового давления -
из-за дефицита или полного отсутствия закачки воды. На ситуа-
цию можно воздействовать увеличением закачки воды. Но не
всегда. Иногда ситуация бывает гораздо сложнее.
Все нефти и все нефтяные залежи можно разделить на два
типа.
1-й тип: минимальное забойное давления фонтанирования до-
бывающей скважины (при минимальном устьевом давлении)
больше давления насыщения нефти газом и невозможно само-
произвольное снижение забойного давления ниже давления на-
сыщения; чтобы забойное давление снизить ниже давления на-
сыщения, надо в скважину спустить глубинный насос повышен-
ной производительности или при неизменной производительно-
сти глубинного насоса снизить пластовое давление.
2-й тип: минимальное забойное давление фонтанирования до-
бывающей скважины значительно ниже давления насыщения.
Возможно самопроизвольное снижение забойного давления ниже
давления насыщения, как только перестают с помощью штуцера
поддерживать необходимое высокое устьевое давление, чтобы
забойное давление было на уровне давления насыщения. Нефть
2-го типа обычно имеет высокое газосодержание и высокое дав-
ление насыщения, близкое к начальному пластовому давлению
или даже равное ему. Крайне опасным является существующее
представление, что фонтанный способ эксплуатации добывающих
скважин является старым и отсталым, а новым и передовым яв-
ляется глубиннонасосный способ. Это так при 1-м типе нефти и
это не так, а всё наоборот при 2-м типе нефти, когда и при глу-
440
биннонасосной эксплуатации приходится с помощью штуцера
поддерживать высокое устьевое давление.
При 1-м типе нефти необходимо забойное давление снижать
до давления насыщения и тем самым увеличивать дебит нефти.
При 2-м типе нефти необходимо забойное давление повышать
до давления насыщения и тем самым увеличивать дебит нефти.
Повышать забойное давление и удерживать его на уровне давле-
ния насыщения может быть даже сложнее. По мере обводнения
скважины ее устьевое давление надо будет уменьшать.
На Талинском нефтяном месторождении из-за того, что отка-
зались от фонтанного способа эксплуатации добывающих сква-
жин и снизили устьевое давление, произошло катастрофическое
снижение добычи нефти и снижение нефтеотдачи пластов с 45 %
до И %.
Чтобы от 11 % вернуться к 45 %, прежде всего надо понять,
что произошло: была допущена инженерная ошибка, среди про-
ектировщиков не оказалось инженера-нефтяника, который бы
понимал, что при снижении устьевого давления обязательно
произойдет самопроизвольное снижение забойного давления, ка-
тастрофическое снижение коэффициента продуктивности по
нефти, катастрофическое снижение дебита нефти и увеличение
обводненности - и произойдет завершение разработки.
Очень важно понимать, что никакие мероприятия по увели-
чению дебитов нефти и нефтеотдачи пластов не следует прово-
дить раньше увеличения забойного давления скважины до дав-
ления насыщения и последующего восстановления их коэффици-
ентов продуктивности по нефти.
После повышения забойного давления восстановление про-
дуктивности может быть самопроизвольным в течение 2-3 мес, а
если самопроизвольное восстановление оказалось недостаточным,
то будет принудительное с помощью обработок забоев скважин,
глубокой перфорации, щелевой резки или малообъёмных гидро-
разрывов. На таких месторождениях, как Талинское, для увели-
чения добычи нефти можно увеличивать пластовое давление,
вместо снижения забойного давления на 50 ат увеличивать пла-
стовое давление на 50 ат, что значительно эффективнее.
2. Коэффициент нефтеотдачи, если коротко, зависит от коэф-
фициента вытеснения и коэффициента охвата вытеснением,
представляет произведение этих двух коэффициентов. Коэффи-
циент вытеснения определяют в лабораторных условиях на ма-
леньких образцах породы нефтяных пластов при достаточно
большой перекачке вытесняющего агента. На разрабатываемых
нефтяных месторождениях господствует заводнение. Коэффици-
ент вытеснения нефти водой, например, по месторождениям За-
441
ладной Сибири, находится в пределах от 0,3 и до 0,7 и в среднем
составляет 0,5. Значит, только по этой причине (из-за микроне-
однородности пористой породы пластов, взаимной нерастворимо-
сти нефти и вытесняющей воды и возникновения капиллярных
сил на контакте нефти и воды) теряется в среднем половина всех
запасов нефти!
В нашей стране первоначально применяли вытеснение нефти
газом. Но около 1950 г. стали применять заводнение, стали вы-
теснять нефть водой, и убедились, что вода обеспечивает более
высокий коэффициент нефтеотдачи. Более низкий коэффициент
нефтеотдачи при закачке газа объяснили более низким коэффи-
циентом вытеснения. Тогда, около 1950 г., И.Н. Стрижов - оте-
чественный великий инженер-нефтяник предложил вытеснять
нефть газом высокого давления (при давлении более 400 ат) в
состоянии смесимости с нефтью, когда коэффициент вытеснения
заведомо максимальный, равный 1. Французы запроектировали
такой процесс на месторождении Хасси-Мессауд в Алжире, в
пустыне Сахара построили огромную компрессорную и осущест-
вили процесс на экспериментальном участке. Эксперимент дал
отрицательный результат: закачка газа высокого давления в со-
стоянии смесимости с нефтью при максимальном коэффициенте
вытеснения показал коэффициент нефтеотдачи более низкий,
чем при закачке воды. Значит, в этом случае и в предыдущих
случаях виноват был не коэффициент вытеснения, а коэффици-
ент охвата вытеснением. Надо сравнить закачку газа с закачкой
воды: при закачке газа в 1,5-2 раза выше коэффициент вытесне-
ния, а при закачке воды в 2-3 раза выше коэффициент охвата
вытеснением. Чтобы увеличить нефтеотдачу пластов в 1,5-
2 раза, надо соединить преимущества закачки газа и закачки во-
ды и исключить их недостатки. На контакте с нефтью должен
быть газ, который обеспечивает высокий коэффициент вытесне-
ния, а вслед за газом должна двигаться вода и обеспечивать вы-
сокий коэффициент охвата вытеснением. Советскими специали-
стами в 1969 г. впервые были рассчитаны варианты разработки
месторождения Хасси-Мессауд при режиме вытеснения нефти
закачиваемым агентом. Таких вариантов было три: при заводне-
нии, при закачке газа и при газовом заводнении - при последо-
вательной закачке газа и воды, но не смеси газа и воды.
В Западной Сибири много нефтегазовых месторождений с га-
зовыми пластами, содержащими газ с высоким природным дав-
лением 100-120 ат и более. Это давление надо беречь, чтобы од-
ноступенчатыми компрессорами повышенной прочности, выдер-
живающими на входе давление 100-200 ат и на выходе 300-
400 ат, закачивать газ в нефтяные пласты. Стоимость таких ком-
442
прессоров будет близка к стоимости насосов для закачки воды в
нефтяные пласты, поэтому процесс газового заводнения, как и
процесс заводнения, будет экономически эффективным. Сразу
произойдет увеличение добычи нефти и в итоге значительно
увеличится нефтеотдача пластов.
Кстати, закачка газа, как и закачка воды, должна быть инди-
видуальной: компрессор для закачки газа или насос для закачки
воды в специальном вагончике должны находиться на кусте
скважин, вблизи нагнетательной, и иметь производительность,
соответствующую производительности нагнетательной скважины
и ее окружающих добывающих. Управление процессом будет
связано с управлением компрессором для закачки газа или насо-
сом для закачки воды. Переход с закачки газа на закачку воды
будет происходить после прорыва газа в окружающие добываю-
щие.
В случае большой нефтяной площади с большим числом до-
бывающих и нагнетательных скважин надо будет установить
гидродинамическое разделение добывающих скважин и их под-
вижных запасов нефти между нагнетательными скважинами. По-
тому что, когда закачиваемый газ начнет прорываться в добы-
вающие скважины, надо будет знать, от каких нагнетательных
этот газ идет. Это позволит эффективно управлять процессом.
Если начало закачки газа в разные нагнетательные скважины
может быть одновременным, то переход с закачки газа на закач-
ку воды в разных ячейках скважин будет осуществляться инди-
видуально и в разное время.
Итак, газовое заводнение можно довольно просто осущест-
вить, оно не требует больших экономических затрат, обеспечива-
ет высокую экономическую эффективность, значительное увели-
чение добычи нефти и значительное, в 1,5-2 раза, увеличение
нефтеотдачи пластов.
3. Имеется много месторождений высоковязкой нефти, кото-
рые почти не разрабатывают; может быть эксплуатируют отдель-
ными разведочными скважинами.
По многим месторождениям высоковязкой нефти запасы ут-
верждены при коэффициенте нефтеотдачи около 20 %, вполне
достижимом при обычном заводнении.
Такие месторождения, во-первых, надо вводить в полноцен-
ную промышленную разработку, во-вторых, при их разработке
достигать значительно более высокую нефтеотдачу. Ведь коэф-
фициент вытеснения нередко (например, в Татарии) бывает
вполне удовлетворительным на уровне 60 %, а низким, на уровне
30 %, бывает коэффициент охвата вытеснением.
Будем детализировать и коэффициент охвата вытеснением
443
представим в виде произведения коэффициента сетки и коэффи-
циента заводнения или, по-другому, коэффициента использова-
ния подвижных запасов нефти. Последний коэффициент сильно
зависит от go - коэффициента различия физических свойств
(подвижности и плотности) нефти и вытесняющего агента.
Этот коэффициент можно представить простой формулой
wi+ц.
где у» - соотношение плотностей вытесняющего агента и нефти в
пластовых условиях; ц. - соотношение подвижностей агента и
нефти в пластовых условиях, ц. = — -Кф; конечно, это соотно-
шение ц. и фильтрационный коэффициент Кф лучше всего опре-
делять по фактической работе скважин, которые сначала были
добывающими, а затем стали нагнетательными - по соотноше-
нию их коэффициентов приемистости и продуктивности, но при
отсутствии таких данных фильтрационный коэффициент можно
определить по формуле
Кф = К?,
где Кв - коэффициент вытеснения нефти агентом; т - число ок-
ружающих добывающих скважин, обслуживаемых данной нагне-
тательной; фильтрационное сопротивление области добычи, где
т добывающих скважин в т раз меньше, а фильтрационное со-
противление области нагнетания в т раз больше; со временем по
мере обводнения и выключения добывающих скважин и превра-
щения их в новые нагнетательные величина будет уменьшаться и
приближаться к единице, т -> 1.
Приведем пример для двух значений высокой вязкости нефти:
цн = 100 сП и цн = 300 сП.
Пусть соотношение плотностей равно у» = 1,1, а коэффициент
вытеснения нефти водой равен Кв = 0,6. Тогда два значения со-
отношения подвижностей
И, = Ь*.. х = 122. о, б15 = 46 и ц. = 222. о, б1-5 = 139
ц0 ф 1 1
и два значения коэффициента различия физических свойств
нефти и воды по стягивающим добывающим скважинам, к кото-
рым с разных сторон стягиваются фронты вытесняющей воды,
444
и -1+и-
ц“ 1+1
1+46 j rjr» 1+139
— •1,1 = 26 и Mo= —
1,1 = 77.
При эксплуатации скважины до предельной весовой обвод-
ненности А2 = 0,90 получаются расчетные предельные доли вы-
тесняющего агента
(1-Л2)ц0+Л2 (1-0,9)-26+ 0,9
А = 7------------= 0,105.
(1-0,9)-77+ 0,9
При результирующей неравномерности вытеснения нефти,
равной V2 = 0,667, получаются два значения коэффициента за-
воднения
К3 = Кзи + (Хзк - Кзи) • А = 0,025 + (0,395 - 0,25) • 0,257 = 0,416 и
К3 = 0,025+ (0,895-0,25) 0,105 = 0,318.
При применении чередующейся закачки воды и небольшой
доли (0,10) добытой и дегазированной высоковязкой нефти по-
лучаются два значения соотношения подвижностей вытесняюще-
го агента и нефти
щ _*22---------= 4,56;
0,9 + 0,1 • цн • 2 0,9 •—з-х + 0,1 • 100 • 2
К1'5 0.61’5
Г» J
0,9 •—ух-+ 0,1 • 300 - 2
0,6115
При этом получаются два значения коэффициента различия
физических свойств нефти и вытесняющего агента
Цо =—^-у. =-—^—1,1 = 3,06 и ц0 =——+—• 1,1 = 3,21.
Далее определяем два значения расчетной предельной доли
вытесняющего агента в дебите жидкости добывающей скважины
(1 - Л2) • но + Аг (1-0,9)-3,06+ 0,9
445
д _______^2_____________0.9_______ о 737
(1-Л2)ц0+Л (1-0,9)-3,21+ 0,9
При результирующей неравномерности вытеснения нефти,
равной V2 = 0,667, получаются два значения коэффициента ис-
пользования подвижных запасов нефти
кз = кэн + (Хзк - Кзи ) • А = 0,025 + (0,895 - 0,25) 0,746 = 0,731 и
К3 = 0,025 + (0,895 - 0,25) • 0,737 = 0,725.
С учетом доли нефти, закачанной в нефтяные пласты, полу-
чаются значения коэффициента использования подвижных за-
пасов
К3 = (1-0,1) 0,737 = 0,658 и К3 = (1-0,1) 0,725 = 0,653,
что больше, чем при заводнении, во столько раз
0,658 < го 0,653 о Л(-
777777 = 1,58 И 7777777 = 2,05.
0,416 0,318
Более детальные расчеты показывают, что примерно половина
нефти, закачанной в нефтяные пласты, будет извлечена. Тогда
дополнительно возрастет преимущество перед обычным заводне-
0 95
нием в = 1,056 раза и тогда преимущество будет во столько
V Jizkz
раз
1,58 1,056 = 1,67 и 2,05 • 1,056 = 2,16.
Таким образом, здесь для условий залежей нефти с вязкостью
100 и 300 сП показано, что чередующаяся закачка воды и не-
большой части добытой высоковязкой нефти по сравнению с
обычной закачкой воды увеличивает нефтеотдачу пластов более
чем в 1,5-2 раза.
Известный тепловой метод разработки залежей высоковязкой
нефти путем закачки теплоносителя (горячей воды с температу-
рой около 300 °C), во-первых, сложный, во-вторых, дорогой,
в-третьих, нарушает экологию - для приготовления закачивае-
мой горячей воды приходится сжигать около 30 % добытой неф-
ти. И если физическая нефтеотдача пластов 40 %, то товарная
нефтеотдача 28 %.
4. Запасы нефти мелких малопродуктивных месторождений
по каждому месторождению малы, но в сумме по всем таким
месторождениям велики: геологические запасы более 5 млрд т до
446
10 млрд т, а извлекаемые - более 1 млрд т до 2 млрд т. Эти за-
пасы нефти в Западной Сибири были разведаны и поставлены на
государственный баланс более 30 лет назад, но до сих пор не бы-
ли введены в эффективную промышленную разработку. При
стандартной, обычно применяемой технологии, разработка таких
месторождений экономически оказывается крайне неэффектив-
ной. Чтобы разработка стала эффективной, дебит нефти на сква-
жину надо увеличить в 8-16 раз.
Поэтому применительно к таким месторождениям надо созда-
вать принципиально новую высокоэффективную технологию. Эта
технология должна быть образцом системной всесторонней оп-
тимизации. Сразу надо понимать, что эти мелкие малопродук-
тивные месторождения оказались недоразведанными, потому что
разведчикам они оказались неинтересными. Поэтому принципи-
ально важно научиться совмещать промышленную добычу нефти
на одних уже разбуренных участках с разведкой геологического
строения и продуктивности нефтяных пластов на других, может
быть, соседних еще разбуриваемых участках. Надо, чтобы из
пробуренных скважин создавались ячейки, состоящие из цен-
тральной нагнетательной и окружающих добывающих скважин, с
индивидуальной закачкой воды, способные автономно существо-
вать и добывать нефть. Надо, чтобы при бурении и гидродина-
мическом исследовании скважин и контроле их эксплуатации без
промедления принимались решения: по дальнейшему разбурива-
нию, по сгущению сети скважин, по объединению пластов в экс-
плуатационные объекты, по выделению нагнетательных скважин
и образованию ячеек.
При проектировании разработки таких месторождений надо
искать по всем направлениям возможности увеличения дебита
нефти: при выборе геометрии сетки скважин (все сетки из одно-
го стандартного дихотомического ряда квадратных сеток, кото-
рый получается путем последовательного разрежения в два раза,
начиная с квадратной сетки 1 га на скважину или 100 м х 100 м:
1, 2, 4, 8, 16, 32, 64, 128 га/скв.), при выборе схемы размещения
нагнетательных (рассредоточенное избирательное) и соотноше-
ния добывающих и нагнетательных, при определении рациональ-
ной максимальной депрессии (забойное давление добывающих
скважин равно давлению насыщения) и рациональной макси-
мальной репрессии (забойное давление нагнетательных скважин
приближается к давлению гидроразрыва, но остается ниже на
10 %), а при повышении пластового давления выше начального
область повышенного давления должна быть экранирована добы-
вающими скважинами; при рациональном объединении нефтя-
ных пластов в эксплуатационные объекты.
447
Работу скважин необходимо постоянно с удовлетворительной
точностью контролировать. По скважинам необходимо регулярно
проводить гидродинамические исследования, определяя индиви-
дуальную работу отдельных пластов и обособленных слоёв.
Как образуется общий суммарный результат?
Благодаря разбуриванию нефтяных площадей от центра к пе-
риферии, от известного к неизвестному, с проведением разведки
геологического строения и продуктивности нефтяных пластов и
оперативному принятию решений практически отсутствует буре-
ние пустых ненужных скважин; без промедления начинается до-
быча нефти и поддержание пластового давления путем закачки
воды, дебит нефти на пробуренную скважину увеличивается в
1,5 раза.
Благодаря применению рациональной геометрии сетки сква-
жин, рациональному соотношению добывающих и нагнетатель-
ных скважин и избирательности нагнетательных, дебит на сква-
жину увеличивается в 2 раза.
Благодаря рациональной разности забойных давлений нагне-
тательных и добывающих скважин, рациональному пластовому
давлению и применению индивидуальных насосов для закачки
воды, дебит на скважину увеличивается в 2 раза.
Благодаря рациональному объединению нефтяных пластов в
эксплуатационные объекты дебит на скважину увеличивается в
2 раза.
Благодаря мероприятиям по восстановлению природной про-
дуктивности нефтяных пластов (путем обработки забоев сква-
жин, глубокой перфорации, щелевой резки, малообъемных гид-
роразрывов) дебит на скважину увеличивается в 2 раза.
Благодаря постоянному достоверному контролю за работой
скважин, регулярным гидродинамическим исследованиям, посто-
янному регулированию и оптимизации работы скважин не воз-
никает явление хаоса и дебит на скважину не уменьшается в
2 раза и более.
Общий итог - увеличение дебита на скважину в 1.5-2-2-2-2 =
= 24 раза. Таким путем можно осуществить эффективную разра-
ботку мелкого малопродуктивного месторождения нефти.
Вообще разработка мелких малопродуктивных месторождений
нефти требует высокого качества выполнения работ (бурения,
эксплуатации и ремонта скважин) и высокой квалификации ра-
ботников. Почти все резервы исчерпаны, по всем направлениям
приходится доходить до предела, а если перейти предел, то вме-
сто улучшения будет ухудшение и катастрофическое ухудшение.
Разработка таких месторождений - как покорение высочайших
вершин. Но приобретенный положительный опыт будет полезен
448
не только при разработке других малопродуктивных месторож-
дений, но и при разработке среднепродуктивных и высокопро-
дуктивных месторождений.
Итак, здесь были представлены методы, позволяющие ради-
кально увеличить текущую добычу нефти и нефтеотдачу пластов.
Например, из одних и тех же геологических запасов нефти, рав-
ных 20 млрд т, можно получить извлекаемых запасов нефти не
6 млрд т, а 12 млрд т, как будто разведанных геологических за-
пасов нефти было не 20, а 40 млрд т. Наверное, такие высокоэф-
фективные методы надо торопиться осваивать и практически
применять.
Уг 15 — 857
6
РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ В ВОПРОСАХ
И ОТВЕТАХ
1. Вопрос.
Как определить действительно введенные в разработку на-
чальные извлекаемые запасы нефти по залежи с заводнением?
Ответ.
Надо построить график удельного дебита нефти на пробурен-
ную скважину в зависимости от накопленного отбора нефти по
залежи и проэкстраполировать его до пересечения с осью накоп-
ленного отбора нефти.
2. Вопрос.
Как обнаружить возможности увеличения введенных в разра-
ботку начальных извлекаемых запасов нефти по залежи с завод-
нением?
Ответ
Надо, кроме графика удельного дебита нефти на пробуренную
скважину в зависимости от накопленного отбора нефти по зале-
жи, построить график удельного дебита жидкости на пробурен-
ную скважину в зависимости от накопленного отбора жидкости
и оба графика проэкстраполировать до пересечения с осью нако-
пленных отборов. Если по экстраполяции конечный отбор жид-
кости мало отличается от конечного отбора нефти, то путем уве-
личения конечного отбора жидкости можно увеличить конечный
отбор нефти.
Если вязкость нефти и воды существенно различаются, то на-
до будет исключать влияние различия вязкостей и от весовых
дебитов и отборов жидкости сначала перейти к расчетным, а по-
сле обратно к весовым.
450
3. Вопрос.
Какие бывают причины значительного уменьшения начальных
извлекаемых запасов нефти?
Ответ.
Причинами значительного уменьшения начальных извлекае-
мых запасов нефти могут быть:
- нежелание эксплуатировать добывающие скважины до про-
ектной высокой обводненности;
- неэффективная эксплуатация скважин при забойном давле-
нии ниже давления насыщения;
- ограниченная долговечность скважин и недостаточное буре-
ние скважин-дублеров.
4. Вопрос.
Почему бывает невысокая эффективность высокоэффектив-
ных мероприятий? Например, по каждой скважине коэффициент
продуктивности увеличили в 2 раза, а общий дебит увеличился в
1,1 раза.
Ответ.
Эффективность мероприятий может быть невысокой из-за
интерференции скважин. Например, мероприятие проведено по
добывающим скважинам и не проведено по нагнетательной, а
одна нагнетательная обеспечивает пять добывающих. Например,
уменьшение общего фильтрационного сопротивления в
1 1.
-г1.+4- = 1,0909 = 1,1 раза.
1 *
1 + 25
5. Вопрос.
Когда эффективно повышение забойного давления добываю-
щих скважин и уменьшение депрессии и происходит увеличение
дебита?
Ответ.
Когда до того забойное давление добывающих скважин было
снижено ниже давления насыщения
У215* 451
Р-Р р ~ Р'
2 сн 2 с >__* 1 сн 2 с_
1 . А 1 a. _L . е+а (Риас-^с)
1т 1т
Рсн=300, Рс=Рнас=100, а=0,03, =50;
при т = 5
300-100 > 300-50
11 1,1 -+0,03-50
15 15'
166,7 > 131,8;
при т = 3
300 -100
1 1
—F —
1 3
300-50
1 1 +0,0350
”1* * V
1 3
150 > 100,2.
6. Вопрос.
Как изменяется обводненность добывающих скважин при
снижении забойного давления ниже давления насыщения?
Ответ.
До снижения забойного давления ниже давления насыще-
ния нефти было 400 м3, а воды 100 м3, обводненность 20 %. По-
сле снижения забойного давления с 100 ат до 50 ат воды стало
100 • 5)0 _ 125, а нефти стало 400 •1^2 =267,2 и обводнен-
ность 32 %.
7. Вопрос.
Когда, в каких условиях происходит резкое снижение деби-
та нефти добывающей скважины?
Ответ.
При забойном давлении фонтанирования добывающей сква-
жины значительно ниже давления насыщения при отказе от
применения штуцера, при переходе с фонтанной эксплуатации на
глубиннонасосную эксплуатацию.
452
8. Вопрос.
О чем говорит хаотический разброс значений забойного дав-
ления добывающих скважин?
Ответ.
О значительном снижении общего дебита нефти по залежи, об
отсутствии исследований по скважинам с определением их ко-
эффициента продуктивности.
9. Вопрос.
Какие коэффициенты-сомножители образуют коэффициент
нефтеотдачи и что они отражают?
Ответ.
Коэффициент нефтеотдачи образуют, как минимум, два ко-
эффициента-сомножителя: вытеснения и охвата вытеснением
Кно = -^в ' ^охв>
где Къ - коэффициент вытеснения отражает влияние микронеод-
нородности пористой породы и взаимную нерастворимость нефти
и вытесняющей воды (вытесняющего агента), определяется в ла-
бораторных условиях на маленьких образцах керна; коэффици-
ент охвата пластов вытеснением отражает влияние прерывистости
пластов, послойной неоднородности по проницаемости, различия
физических свойств (подвижности и плотности) нефти и вытес-
няющей воды (вытесняющего агента), а также минимального
экономически допустимого дебита нефти (минимальной доли
нефти); число коэффициентов может быть увеличено при увели-
чении числа взаимно независимых существенно влияющих факто-
ров, например,
КЯО = КВ-Кс-Кяс-К3,
это метод ускорения поиска рационального варианта.
10. Вопрос.
Какими коэффициентами-сомножителями представляется ко-
эффициент охвата пластов вытеснением?
Ответ.
Коэффициент охвата пластов вытеснением представляется
произведением коэффициентов-сомножителей:
15 — 857
453
К — к . к . к •
7ХОХВ “ 7ХС JXHC 2Х3>
Кс - коэффициента сетки, которым учитывается прерывистость и
шаг изменяемости пластов и плотность сетки скважин; еще бы
надо учитывать неравномерность разбуривания площади нефтя-
ной залежи; Кяс - коэффициента надежности системы (сетки
скважин), который учитывает ограниченную долговечность
скважин до их аварийного выбытия при отсутствии или недоста-
точном бурении скважин-дублеров; К3 - коэффициента заводне-
ния или использования подвижных запасов нефти, который за-
висит от послойной неоднородности пластов по проницаемости,
геометрической неравномерности вытеснения нефти, различия
физических свойств нефти и вытесняющей воды, предельной
максимальной доли воды и минимальной доли нефти в дебите
жидкости добывающей скважины.
11. Вопрос.
От чего зависит величина амплитудного дебита нефтяной за-
лежи?
Ответ.
Амплитудный дебит нефтяной залежи представляется сле-
дующей формулой:
<7о = * • По • Ч, (Лн “Л) ф
где т - число дней работы скважины в году; т|0 - начальный
средний коэффициент продуктивности скважины по нефти в
т/(сут ат); п0 - число скважин по проектной сетке; Рсн и Рс - за-
бойные давления нагнетательных и добывающих скважин, ат; (р -
функция относительной производительности проектной скважи-
ны, например,
1 1
- J_ + l_ 1 + т’
ц. т
т - соотношение добывающих и нагнетательных скважин; ц. -
соотношение подвижностей вытесняющей воды и нефти; - по-
нижающий коэффициент £, = £2; “ влияние зональной не-
однородности на фильтрационный поток (торможение), £2 ~ ре-
зервирование из-за незнания; ---L ; £2 = 1-1,З А;
454
где Vn2 - зональная неоднородность нефтяных пластов по про-
дуктивности; п0 - общее число скважин по проектной сетке; пи -
число исследованных скважин.
12. Вопрос.
Рациональное соотношение добывающих и
СКВаЖИН ТПрац? I
Ответ.
Рациональное соотношение добывающих и
скважин при ф -> max равно т = 7Й7-
нагнетательных
нагнетательных
13. Вопрос.
Возможные рациональные забойные давления нагнетательных
и добывающих скважин Рсн и Рс?
Ответ.
Возможные рациональные забойные давления скважин:
нагнетательных Рс„ < 0,9Ргр; Р^ - забойное давление гидро-
разрыва пластов, ат; Ргр г 2,4 • Ргс = 2,4 ат; L - глубина зале-
гания нефтяных пластов, м;
добывающих Рс = Р„ас (в ат).
14. Вопрос.
Почему происходят межпластовые и межслойные перетоки
жидкости через забои остановленных добывающих скважин?
Ответ.
Межпластовые и межслойные перетоки через забои останов-
ленных добывающих скважин происходят потому, что пласты
разделены непроницаемыми пластами, а слои - непроницаемыми
прослоями, а в пластах и слоях разные локальные пластовые
давления.
15*
455
При одинаковом забойном давлении нагнетательных скважин
Рсн и одинаковом забойном давлении добывающих скважин Рс
различие локальных пластовых давлений по пластам и обособ-
ленным слоям обусловлено их хаотической зональной неодно-
родностью по продуктивности
-Л', + Л (1-л')-
(1-Д') =
= (Л.-Л)(Д’-Д’),
т
1
где А = —— = -—; X = —— - соотношение суммарной
"Е, 1 + л. лн
Пн Р* + Ln.
i=l
продуктивности т добывающих скважин и приемистости нагне-
тательной скважины.
15. Вопрос.
При хаотическом аварийном разрежении сетки скважин как
теряются извлекаемые запасы нефти?
Ответ.
Статистическая зависимость такова: вместе с аварийно вы-
бывшими скважинами выбывают (теряются) их еще неотобран-
ные извлекаемые запасы нефти
16. Вопрос.
Что такое варварская разработка нефтяных месторождений?
Ответ.
Варварская разработка нефтяных месторождений - это когда
без гидродинамических исследований скважин по определению
их коэффициентов продуктивности по нефти, тем более без ис-
следований снижения коэффициентов продуктивности по нефти
при снижении забойных давлений ниже давления насыщения,
стремятся значительно увеличить добычу нефти, а в итоге полу-
чают значительное уменьшение добычи нефти с угрозой значи-
тельной потери нефтеотдачи пластов.
456
17. Вопрос.
Что такое рациональная разработка нефтяной залежи, экс-
плуатационного объекта или нефтяного месторождения - рацио-
нальный вариант разработки?
Ответ.
Рациональная разработка - рациональный вариант разработки
нефтяной залежи, эксплуатационного объекта или нефтяного
месторождения обеспечивает максимальную экономическую эф-
фективность - максимальную дисконтированную чистую при-
быль. Рациональная разработка обеспечивает максимальную эко-
номически эффективную нефтеотдачу пластов. Увеличивать неф-
теотдачу пластов надо не за счет уменьшения экономической
эффективности, а за счет применения более эффективной техно-
логии.
18. Вопрос.
Какова формула экономической эффективности варианта раз-
работки и каковы учитываемые ею геологические, технологиче-
ские и экономические параметры?
Ответ.
Формула экономической эффективности варианта разработки
залежи, объекта или месторождения
Э = я..[(с.+37(м.-1))х
X
к к
В 3
Ъпое f---ь.х
<7о
457
где К3 = —1-/1 2 +---------------з;
1,2 + 4,2-V2 0,95 + 0,25-V2
F _ 1 - 1п(1 - Я) _ 1п(1 - Я) .
~ 1,2 + 4,2 V2 0,95 + 0,25- V2’
Д ___________-^2_______.
(1 - А2) • Но + Л2
F
/ ч f'K’
F-К, ----
8,=1-(1-Л) ; 8„ =
здесь геологические параметры:
0$ - балансовые геологические запасы нефти; S - площадь
рассматриваемой нефтяной залежи; а - показатель зависимости
нефтеотдачи пластов от плотности сетки скважин - от удельной
площади на скважину проектной сетки; Къ - коэффициент вы-
теснения нефти водой по данным лабораторных исследований на
образцах породы нефтяных пластов; Цо - коэффициент различия
физических свойств нефти и вытесняющей воды в пластовых
условиях; V2 - параметр неравномерности вытеснения нефти
водой в типичную добывающую скважину - всего 5 параметров;
технологические параметры:
ql0 - амплитудный (начальный максимальный) дебит нефти
на одну скважину проектной сетки; п0 - число скважин проект-
ной сетки; А2 - весовая предельная обводненность добывающей
скважины; Тс - долговечность скважины - среднее время до ава-
рийного выбытия - всего 4 параметра;
экономические параметры:
Ск - рыночная цена 1 т нефти для недропользователя, т.е. по-
сле вычета налогов и затрат на реализацию; 3‘- начальные ка-
питальные затраты в расчете на одну скважину; 3 * - текущие
годовые затраты на обслуживание одной скважины; 3** - затра-
ты на единицу добычи жидкости; X - показатель дисконтирова-
ния годовых экономических эффектов и затрат - всего 5 пара-
метров.
Задавая значения всех параметров, определяем значение эко-
номической эффективности Э.
Задавая значения всех параметров, кроме одного исследуемого
параметра, например, п0 - общего числа скважин проектной сет-
ки, и задавая последовательность значений п0, определим после-
458
довательность значений экономической эффективности Э и по
максимальному значению Э определим рациональную величину
по - рациональную плотность сетки скважин. Так, по максимуму
Э можно определить рациональные значения других параметров,
например, предельной обводненности А-±.
Рациональный вариант - один из огромного множества воз-
можных вариантов разработки нефтяной залежи. Используя
формулу экономической эффективности Э можно относительно
просто (рассчитав менее 100 вариантов) выявить действительно
рациональный вариант. Этому способствует взаимная независи-
мость основных параметров и действующих факторов. А для вы-
бранного рационального варианта надо будет построить сеточную
математическую модель разработки залежи.
19. Вопрос.
Какой порядок выбора системы разработки крупной нефтяной
залежи при применении заводнения?
Ответ.
Возможный порядок выбора системы разработки крупной
нефтяной залежи при применении заводнения:
- построение системы разработки крупной нефтяной залежи
по направлению от центра к периферии, от известного к неиз-
вестному;
- применение в качестве основного внутриконтурного пло-
щадного заводнения, например, по обращенной 9-точечной схеме,
которая после бурения и гидродинамического исследования
скважин и выявления действительного геологического строения
пластов может быть преобразована в избирательное заводнение;
- применение равномерной квадратной сетки скважин из
стандартного дихотомического ряда квадратных сеток с плотно-
стью - с площадью на одну скважину: 1, 2, 4, 8, 16, 32, 64 или
128 га; такая сетка при разрежении или сгущении в 2 раза, при
разъединении одной сетки на две и при объединении двух сеток
в одну остается равномерной квадратной;
- определение рациональной величины т - соотношения до-
бывающих и нагнетательных скважин в зависимости от ц, - со-
отношения подвижностей вытесняющей воды и нефти в пласто-
вых условиях тп = • д/ц? <6-^8, при невысоком значении ц.
под нагнетание могут быть выбраны скважины повышенной про-
459
дуктивности т]н > Л, наоборот, при высоком значении ц« могут
быть выбраны скважины пониженной продуктивности цн< ц;
- выбор забойного давления нагнетательных скважин Рсн и
добывающих скважин Рс;
- возможное рациональное максимальное забойное давление
нагнетательных скважин
Л. S0.9’?,. =0,9 2,4ат,
где Ргрп - давление гидроразрыва пласта; L - глубина залега-
ния в м;
- возможное рациональное давление добывающих скважин
Рс = Риас, где Рнас ~ давление насыщения нефти газом;
- после этого по известным величинам амплитудного дебита
<7о и начальных извлекаемых запасов нефти и жидкости Qo и Од)
определяются рациональная плотность сетки скважин или ра-
циональная величина п0 - числа скважин по проектной сетке.
20. Вопрос.
Что можно определить по коэффициентам продуктивности
добывающих скважин, установленным гидродинамическим путем
по их дебитам, забойным и пластовым давлениям?
Ответ.
По коэффициентам продуктивности добывающих скважин,
установленным гидродинамическим путем по их дебитам, забой-
ным и пластовым давлениям можно определить:
- самое главное - действительную проницаемость нефтяных
пластов, которую нельзя определить по геофизическим электри-
ческим замерам и по исследованиям маленьких образцов породы
пластов;
- начальный средний коэффициент продуктивности по нефти
г|ср, который можно использовать для оценки возможного дебита
нефтяной залежи;
- начальный средний квадрат коэффициента продуктивности
(г|2) и показатель зональной неоднородности нефтяных пла-
V ''ср
, (п2)
стов по продуктивности Vn2 =---1, который учитывается при
(Пер)
расчете общего дебита нефтяной залежи;
- по отдельным добывающим скважинам по регулярным по-
следовательностям коэффициентов продуктивности по нефти ц и
460
по воде г|в в зависимости от накопленного отбора нефти (2д пока-
затель неравномерности вытеснения нефти в добывающую сква-
жину V2 =
0,95 -г-1,2.
4,2-0,25 г’
7 —
- текущий коэффициент продуктивности ц равен начальному
г|0, пока накопленная добыча нефти (2Д < (2ДН, после этого теку-
щий коэффициент продуктивности снижается ц = т]0 •
Одк Од
Одк “ Одн
при Q, > Qa„;
- возможную накопленную добычу нефти по скважине
<2i=G„+(Q„-Q™)-A
- коэффициент различия физических свойств нефти и вытес-
няющей воды в пластовых условиях ц0 = в , определяется для
По -п
и т г 2
нескольких значении и осредняется; параметры V и Цо, опреде-
ленные по представительной группе добывающих скважин и ос-
редненные, принимаются в целом для нефтяной залежи.
21. Вопрос.
При каком хаотическом отклонении забоев скважин от про-
ектных точек нефтеотдача уменьшается в 1,5 раза?
Ответ.
Пусть без хаотического отклонения забоев скважин неравно-
мерность вытеснения нефти характеризуется показателем V2 =
= 0,667 и коэффициентом заводнения
К;, = ^31. + (^к “ Кзч) ’А ~
= 0,25 + 0,645 - 0,9 = 0,25 + 0,5805 = 0,8305.
При среднем хаотическом отклонении забоев скважин Д/ =
= 150 м и расстоянии между проектными точками соседних
скважин 2сг = 500 м дополнительная геометрическая неравномер-
ность вытеснения нефти равна
Уд2=30-(—У = 30-(—У =1,479,
А <2gJ <500j
тогда результирующая неравномерность вытеснения нефти в до-
бывающую скважину равна
461
V2 = (1 + Ц2). (1 + vl) -1 = 1,667 • 2,479 -1 = 3,132,
при этом коэффициент заводнения равен
К3=Кзи+(Кзк-Кзн) -А;
1
1
Кт =-------------у = t „ = 0,06967 s 0,070;
1,2 + 4,2 V2 1,2 + 4,2-3,132
v- ___________1__________ n i?77.
зк 0,95 + 0,25-3,132
К3 = 0,070 + 0,507-0,9 = 0,526,
что меньше, чем при отсутствии хаотических отклонений забоев
скважин в 0,8305 =1,58 раза. Значит, из-за больших хаотических
0,526 г
отклонений забоев скважин коэффициент заводнения и, соответ-
ственно, коэффициент нефтеотдачи уменьшается более чем в 1,5
раза; чтобы частично исправить положение за счет избирательно-
сти нагнетательных скважин, надо иметь точные координаты за-
боев скважин.
22. Вопрос.
Как характеризуется неоднородность пластов при проектиро-
вании разработки нефтяных месторождений?
Ответ.
Характеристика неоднородности:
- значение какого-то параметра нефтяного пласта обозначим
х, совокупность значений х неоднородна, её можно характеризо-
вать:
средним значением хср,
средним квадратом значения (х2)ср,
показателем неоднородности - квадратом коэффициента ва-
риации V2 =(х -1;
(Хер/
- упорядоченное расположение значений х по мере возраста-
ния представляет функция распределения У(х), которая равна
или больше нуля, меньше или равна единице, показывает долю
значений меньше или равных х,
462
- многие параметры нефтяных пластов хорошо представляет
широко известная функция гамма-распределения, многие извест-
ные функции распределения являются её частными случаями, а
она является частным случаем обобщенного гамма-распреде-
ления;
- важной характеристикой неоднородности является параметр
d - шаг хаотической изменяемости,
- доля значений меньше и равных медианному <rme равна
У(хте) = 0,5, при совершенной хаотичности значений
2-r(xmJ.[l-F(x„)] = 0,5;
- фактическая доля пересмен у соседних значений, между ко-
торыми расстояние г, может быть меньше Рсм < 0,5, Рси = 0,5-^,
, 0,5
отсюда получается d = -Л- • г.
^*см
У нефтяных пластов есть послойная неоднородность по про-
ницаемости V2 и есть расчетная послойная неоднородность по
проницаемости, где, кроме действительной послойной неодно-
родности по проницаемости, учтено действие других факторов,
влияющих на неравномерность вытеснения нефти. Учет послой-
ной неоднородности пластов был предложен У. Стайлсом. Нами
был предложен учет дополнительно многих других факторов
(^ + 1) = п(К2 + 1).
Расчет разработки типичного элемента нефтяной залежи был
дополнен учетом зональной неоднородности, наблюдающейся
между элементами залежи и тогда получились уравнения разра-
ботки нефтяной залежи при фиксированных условиях, а затем
был сделан математически обоснованный переход к нефиксиро-
ванным изменяющимся условиям.
23. Вопрос.
Что представляют собой уравнения разработки нефтяной за-
лежи и где они особенно применимы?
Ответ.
Уравнения разработки нефтяной залежи прежде всего вклю-
чают в себя:
уравнение добычи нефти
463
Q(t}
(t) / /
e?>- +...+?«
Qo '
+... + q(t + - • <7W
2
= w T-w • И - s«'"'|=1 • И -
QA)+4 V «=‘ /V i=l >
и уравнение добычи жидкости
4% =^W + (^}
7f° =
0W
qJP
A) 7
4Q
nW+l-zzW
I 1=1 /
где Q« = $» +(Q®-<2<'»).-L;
' ' "о
,(o A-
n 8 ’
°F
к, = K„ + (K„ - K„) A, F = K„ + (K„ - K„ ). In Д;
F K,
/ s F~K-> , x f“J
6 = l-(l-4) ; 8f =1-(1-A)
Во многих ситуациях надо рассматривать как минимум два
уравнения - добычи нефти и добычи жидкости с переходом от
расчетной жидкости к весовой, поскольку ограничением может
быть пропускная способность нефтепромыслового хозяйства.
24. Вопрос.
Когда форсированный отбор жидкости вместо увеличения до-
бычи нефти дает уменьшение добычи нефти?
464
Ответ.
Тогда, когда последствия применения форсированного отбора
жидкости не рассчитывают сразу по двум уравнениям добычи
нефти и добычи жидкости. Для иллюстрации рассматриваем раз-
работку нефтяной залежи со следующими параметрами:
Подвижные запасы нефти Q„ = 100 млн т; амплитудный дебит
^о = 6 млн т/год; расчетная послойная неоднородность пластов
по проницаемости V2 = 0,667; коэффициент различия физических
свойств нефти и вытесняющей воды Цо = 2; рассматриваем две
ситуации А = 0,5 и А = 0,9:
А2 0,667 0,947
А 0,5 0,9
К3 0,5725 0,8305
F 0,6971 1,7352
5 0,9794 0,9879
5f 0,9581 0,8792
а = а-^ 58,46 84,07
О
Qb=Q.~ ПЛб 197,36
° 6F
при ^- = 1-е 20 =0,5 t = 7, при t = 7 2Д =29,98,
Qo
= 1 - е = 0,4856, QFa = Qf0 • 0,4856 = 31,91;
Qfo
в этот момент времени дебит нефти
9 = ,?»f1"oL] = 6'(1’H] = 2’92;
ч Qo J ч 58,46J
дебит расчетной жидкости
Яг = 9o-fl-^a-] = 6-fl-^'| = 3,37
I dn) I 72.76J
и дебит весовой жидкости
Qf2 =Q + (Qf~q)-^ = 2,92 + (3,37-2,92)-2 = 3,82;
465
а после перехода на форсированный отбор жидкости дебит нефти
может быть q = 6 • ^1 -= 3,88;
дебит расчетной жидкости может быть
q =б-[1-^1 = 5,03
4F ( 197,6j
и дебит весовой жидкости
qF2 = 3,88+ (5,03-3,88)-2 = 6,18;
а если пропускная способность промыслового хозяйства ограни-
Г 4 5
чена qF2 = 4,5, то дебит нефти будет q = 3,88 • =2,83, т.е.
^6,18 )
ниже чем до перехода на форсированный отбор жидкости в
= 1,03 раза;
2,83 н
если при переходе к форсированному отбору жидкости пере-
стали контролировать добычу нефти и воды и управлять инди-
видуально по каждой добывающей скважине, а контроль и уп-
равление стали осуществлять интегрально по нефтесборным ре-
зервуарам, как по укрупненным скважинам, то к расчетной по-
слойной неоднородности пластов по проницаемости в пределах
элемента залежи с добывающей скважиной Vj2 = 0,667 добавляет-
ся зональная неоднородность между элементами залежи (между
добывающими скважинами) V,2 = 0, 5 и получается результирую-
щая неравномерность вытеснения нефти
V2 = (ц2 + 1)-(V22 + 1)-1 = 1,667 1,5-1 = 1,5;
теперь коэффициент заводнения - коэффициент использования
подвижных запасов нефти становится
К3 = 0,133+ 0,622 0,9 = 0,693
и относительный отбор расчетной жидкости в долях подвижных
запасов нефти становится равным
F = 0,133 + 0,622 • In -J- = 1,565;
при этом начальные извлекаемые запасы с учетом поправки 5
становятся равными
466
Qo = 100 = 70,15;
0,9879 ’ ’
начальные извлекаемые запасы расчетной жидкости с учетом
поправки Sf становятся равными
Q™=100vB=178’00’
дебит нефти получается равным q = 6 • (1 - = 3,436,
дебит расчетной жидкости получается
^=6{‘-s)=4'924
и дебит весовой жидкости получается равным
равным
qF2 =3,436+ (4,924-3,436) • 2 = 6,412;
таким образом, дебит жидкости может увеличиваться в
6,412 =1,679 раза, а пропускная способность промыслового хо-
3,82
зяйства позволяет увеличить весовой дебит жидкости только в
1,18 раза с 3,82 до 4,50, поэтому дебит нефти будет снижен в
^|? = 1,42 раза и в итоге станет у^ = 2,411 раза, что ниже,
чем до перехода на форсированный отбор жидкости, в
= 1,212 раза. К тому же уменьшаются начальные извлекае-
мые запасы нефти в ^^ = 1,1984 = 1,2 раза.
70,15
Отмеченное уменьшение извлекаемых запасов нефти проис-
ходит по причине отсутствия контроля за работой добывающих
скважин.
25. Вопрос.
Во сколько раз уменьшается добыча нефти по разрабатывае-
мой нефтяной залежи из-за отсутствия гидродинамических ис-
следований скважин по определению их коэффициентов продук-
тивности?
Ответ.
При отсутствии гидродинамических исследований скважин по
определению их коэффициентов продуктивности установление
467
по скважинам производительности глубинных насосов осуществ-
ляется наугад. При этом по причине высокой зональной неодно-
родности пластов по продуктивности (относительное среднеквад-
ратичное отклонение значений коэффициентов продуктивности
по скважинам от 0,75 до 1,25, в среднем 1,00) наблюдается
почти равномерный разброс значений забойного давления Рс от
нуля до пластового давления PM.
Пример.
На рассматриваемой нефтяной залежи средний коэффициент
продуктивности по нефти при забойном давлении выше давле-
ния насыщения равен г|0 = 1 т/(сут ат), пластовое давление равно
Рпло = 200 ат, давление насыщения равно Рнас =100 ат, показа-
тель снижения коэффициента продуктивности по нефти при
снижении забойного давления Рс ниже давления насыщения ра-
вен а = 0,03 1/ат, зависимость коэффициента продуктивности по
нефти от снижения забойного давления Рс ниже давления насы-
щения Рнас представляется следующей формулой:
Г] = ц0 •
при Рс = Рнас =100 ат средний дебит нефти добывающей
скважины равен
<7о = По - (/’„о - Рт) = = 1 • (200 -100) = 100 т/сут.
Фактический хаотический разброс значений забойного давле-
ния по скважинам наблюдается от Pcmin = 20 ат до Рстах =180 ат.
При этом средний дебит нефти добывающей скважины опре-
деляется по следующей формуле:
а ------------!(Ртах_р
'lop ртах _ pmin Ц с гнас) л
= --^2Q • {(180-100)• [200180*100j + 33,33 • [200 -100 + 33,33 -
-(200 - 20 + 33,33) • е-°-0380]} = 30 + 23,74 = 53,74,
468
что показывает снижение общего дебита нефтяной залежи в
-129-= 1,8608 = 1,86 раза.
53,74 н
Такова высокая плата за нежелание гидродинамически иссле-
довать скважины и устанавливать по ним коэффициент продук-
тивности. Если доля гидродинамически исследованных скважин
равна А, то уменьшение общего дебита нефти составит
v =_______122______=________1_____,
53,74 • (1 - А) + 100 А 0,5374 + 0,4626 • Д
при А = 0,1 v = 1,71 раза.
26. Вопрос.
При проведении по скважинам инновационных мероприятий,
какие параметры до проведения мероприятий и после проведения
надо определять?
Ответ.
При проведении по скважинам инновационных мероприятий
до их проведения и после их проведения надо определять сле-
дующие параметры: дебит жидкости, обводненность, дебит нефти,
забойное и пластовое давления, или несколько разных дебитов и
разных забойных давлений. Определение только дебитов без оп-
ределения забойных давлений явно недостаточно, потому что и
без проведения мероприятий можно увеличивать и уменьшать
дебиты.
Чтобы не усложнять определение эффективности мероприя-
тий, при их проведении забойное давление лучше не снижать
ниже давления насыщения. Увеличение дебита жидкости еще не
означает увеличение дебита нефти, бывает и наоборот: при уве-
личении дебита жидкости дебит нефти уменьшается.
27. Вопрос.
На разрабатываемой нефтяной площади провели мероприятия,
которые увеличили амплитудный дебит залежи в z раз: за счет
увеличения коэффициентов продуктивности по нефти в раз, за
счет увеличения разности забойных давлений нагнетательных и
добывающих скважин в х2 раз и за счет усовершенствования
схемы заводнения и соотношения добывающих и нагнетательных
469
скважин в х3 раз. Спрашивается: как разделить общий эффект
между тремя мероприятиями?
Ответ.
Амплитудный дебит нефтяной залежи, благодаря проведению
трех мероприятий, увеличен в z раз. Уже известно, как рассчи-
тать дисконтированный технологический и экономический эф-
фекты. Теперь надо эти эффекты разделить между мероприя-
тиями по справедливости. Амплитудный дебит q0 = т • р0 • по х
х(Рсн-Рс) ф ^ = С-т|0-по-(Рсн-Рс) (р, увеличение z = хе х2-х3,
In z = In • In x2 • In x3 доли в общем эффекте увеличения коэф-
фициента продуктивности увеличения разности забой-
ных давлений А2=-^р, увеличение функции относительной
производительности Д3=^К
1П 2
Важно, что в сумме Aj + Д2 + А3 = 1 и не возникает известное
явление, когда сумма эффектов больше фактического суммарного
эффекта.
28. Вопрос.
Первые пробуренные на залежи 10 скважин дали слишком
низкий экономически нерентабельный средний дебит нефти на
скважину 10 т/сут. После этого на скважинах были проведены
гидроразрывы пластов и средний дебит нефти увеличился до
40 т/ сут, теперь заведомо экономически рентабельный. Спраши-
вается: какие эффекты были получены от проведения гидрораз-
рывов пластов (ГРП)?
Ответ.
Гидроразрывы пластов, проведенные на нефтяной залежи на
10 скважинах, дали следующие эффекты:
1. Годовой прирост добычи нефти (40~10)х10-333 =
= 100000 т/год =0,1 млн т/год.
2. Повысили нефтеотдачу пластов с нуля до официально ут-
вержденной величины 30 %, сделали эту нефтеотдачу экономиче-
ски эффективной и практически возможной.
470
29. Вопрос.
Раньше, в соответствии с известной теорией интерференции
скважин, считали, что чем меньше скважин на залежи, тем боль-
ше дебит на скважину. Это был один из аргументов в обоснова-
ние значительного разрежения сеток скважин. В каких условиях
это правило оказывается неправильным и разрежение сетки
скважин не приводит к увеличению дебита (начального дебита
нефти) на скважину?
Ответ.
В условиях сохранения схемы размещения и соотношения до-
бывающих и нагнетательных скважин сгущение сетки скважин и
увеличение общего числа скважин не приводит к уменьшению
дебита (начального дебита нефти) на скважину и даже наобо-
рот несколько (на несколько %) увеличивает дебит на скважину,
что отнесено в запас прочности расчета проектной добычи
нефти.
Это новое представление о теории интерференции скважин
зафиксировано в формуле амплитудного (начального максималь-
ного) дебита нефти рассматриваемой залежи
г • По • «о • (^с„ - Рс) • Ф Ч = • «о-
При стремлении к разрежению сетки скважин и увеличению
геологических и извлекаемых запасов нефти на скважину на ма-
лопродуктивных нефтяных пластах (с низким коэффициентом
продуктивности цо) надо помнить об ограниченной долговечно-
сти скважин до аварийного выбытия, чтобы значительные запасы
не остались без скважин, не оказались потерянными.
При стремлении к чрезмерному сгущению сеток скважин надо
учитывать фактически возможное значительное хаотическое от-
клонение забоев скважин от проектных точек.
По этой причине при применении слишком густых сеток
скважин вместо увеличения нефтеотдачи может быть уменьше-
ние нефтеотдачи.
30. Вопрос.
Можно ли одной скважиной разработать нефтяную залежь?
Раньше существовало такое мнение, что можно, но только это
будет долго.
471
Ответ.
В случае круговой нефтяной залежи, однородных нефтяных
пластов и активной внешней водоносной области извлекаемые
запасы нефти можно отобрать одной скважиной, если скважина
будет обладать большой долговечностью и если удастся угадать и
разместить скважину в центре залежи. Уже два ограничения: по
размещению скважины и по её долговечности. Но однородных
пластов в природе не существует. Нефтеотдача зависит от плот-
ности сетки скважин, эту зависимость показывает коэффициент
сетки Кс - <?'“ 5*, умножим площадь на коэффициент сетки
z = S1 • Кс = 51 • е~а , максимум этой величины при = О
е~а'3' - а • З4 • е_“ 5' = О, S' = - , при а = 1 1/км2 S'max = 1 км2 =
= 100 га.
31. Вопрос.
Как установить эффективность мероприятий, проведенных с
целью увеличения добычи нефти?
Ответ.
Чтобы определить эффективность мероприятий, проведенных
с целью увеличения добычи нефти, надо:
1 - выделить периоды до и после проведения мероприятий,
например, по 3 мес, и по этим периодам установить фактическую
добычу нефти; по периоду до проведения мероприятий устано-
вить темп снижения дебита нефти из-за снижения текущих из-
влекаемых запасов нефти и рассчитать естественное снижение
добычи нефти в период после проведения мероприятий и полу-
ченную таким образом скорректированную добычу нефти вы-
честь из фактической добычи и получить прирост добычи нефти
от проведения мероприятий
А <2Д = Qatt - <2Д. + (2Д. • е,
<2Д*> <2Д.. _ фактическая добыча нефти за предыдущий и после-
дующий периоды; Qat е - падение добычи, которое должно бы-
ло произойти в последующий период;
2 - определить фактические депрессии у добывающих сква-
472
жин в предыдущий период АР, и в последующий период АР„,
чтобы устранить занижение или завышение фактической добычи
нефти и фактического прироста добычи нефти; фактическая до-
быча нефти Од прямо пропорциональна фактической депрессии
АР, уточненная добыча нефти за последующий период равна
Оу = О —
дрм -
вместо соотношений депрессий АР, и АР„ можно взять соотно-
шение разностей забойных давлений нагнетательных и добы-
вающих скважин
др = р - р /\р = р _ р
С* СН* С* * С** СН** с***
32. Вопрос.
Как разделить общую эффективность между несколькими од-
новременно проведенными мероприятиями?
Ответ.
• Мероприятия могут быть явные, учитываемые формулой
амплитудного дебита ячейки скважин, участка залежи или в це-
лом все нефтяной залежи
<7о = т-т]0 -п0 -(Рсн -Рс) ф.£,
где т - среднее число дней работы скважины в году, ц0 ~ сред-
ний начальный коэффициент продуктивности скважины по неф-
ти; по - общее число скважин по проектной сетке; (Рсн - Рс) -
разность забойных давлений нагнетательных и добывающих
скважин; <р - функция относительной производительности про-
ектной скважины, которая учитывает схему расположения и т -
соотношение добывающих и нагнетательных скважин и ц, - со-
отношение подвижностей вытесняющего агента и нефти; £ - по-
нижающий коэффициент, учитывающий влияние зональной не-
однородности пластов по продуктивности;
если дебит нефти увеличился за счет увеличения коэффици-
ента продуктивности Цо в vn раз, за счет увеличения разности
забойных давлений АРС в Удр раз и за счет увеличения функции
относительности производительности проектной скважины ср в v(p
раз при общем увеличении дебита нефти q в vq раз, то тогда
V9 = \ ‘V<P’
473
In vq =lnvq +lnv^ + lnvp;
доля мероприятий в общем приросте дебита
_1пУл _ In Удр .
11 In v, In vq
Aft,=AQ,\.......
• Мероприятия могут быть неявные, ещё неучитываемые фор-
мулами явным образом;
если такое мероприятие одно, а других мероприятий нет, то
эффективность этого мероприятия z будет равна общей эффек-
тивности AQ?’
если это неявное мероприятие только одно, но есть целый
ряд явных мероприятий, по которым известно относительное
увеличение, то тогда эффект неявного мероприятия получается
путем вычитания
V =____;
г vn • Удр • Уф ’
_ lnv?-lnvn -1пУдр -1пуф
Z lnv?
= AQ,AZ;
неявным может быть мероприятие с трудно определяемым
относительным увеличением, например, увеличение <р в уф раз,
тогда vq = v„ -Удр .vf,v4 =^;
33. Вопрос,
Как определить эффективность от увеличения одного пара-
метра в условиях уменьшения других параметров?
Ответ.
Когда есть увеличение дебита, то уже есть эффект, в том
смысле, что есть положительный эффект А(2Д = AQ^, отрица-
474
тельные эффекты не рассматривают, потому что их не будут де-
лить и вознаграждать, возможно, они произошли из-за ошибок в
управлении или из-за случившихся аварий;
при этом увеличение дебита нефти в раз меньше увеличе-
ния среднего коэффициента продуктивности в vn раз v? < vn по
1
причине снижения депрессии в — раз и уменьшения числа
VbP
скважин в — раз
vn
= vn v^p • v„;
lnv9 - In v,p -lnv„ =lnvn;
-A. = y ;
V4P • vn П
при этом фактический эффект AQ?, а потенциально возмож-
ный эффект от увеличения коэффициентов продуктивности
= Л(24<леп;
• vn
в следующий период при исключении допущенных ошибок будет
получен более значительный фактический эффект AQ = AQ^
или ещё выше, если -v„ будет больше 1.
34. Вопрос.
По разрабатываемой нефтяной залежи или ее крупному уча-
стку при постоянной технологии и постоянном числе скважин
как определить введенные в разработку начальные извлекаемые
запасы нефти?
Ответ.
По разрабатываемой нефтяной залежи или ее крупному уча-
стку при постоянной технологии и постоянном числе скважин
для определения введенных в разработку начальных извлекае-
мых запасов нефти надо взять текущий годовой дебит нефти
= <7о‘ 1-^-
<7(£)
= ^-(Qo-Q^)=/-(Qo-QJ£)) = /-Q(£)
475
и поделить на годовой темп падения 1
и прибавить накопленный отбор
a=4W-
35. Вопрос.
Как определить дебит ячейки скважин с центральной нагнета-
тельной и т окружающими добывающими?
Ответ.
Для определения дебита ячейки скважин с центральной на-
гнетательной и т окружающими добывающими надо знать ко-
эффициенты продуктивности и забойные давления скважин
Qi =П1 - (Рпл -Л1);
Qm Л/n ’(^пл ) ’
т т
= Ел( -(рпл -ра)’
1=1 i=l
= Лн 'И. (^сн -Лл)‘>
при стационарном режиме фильтрации закачка воды в централь-
ную нагнетательную скважину qK при забойном давлении Рсн по
объему в пластовых условиях равна добыче нефти окружающих
добывающих скважин; дебит ячейки равен
т
<7я = ?н
1=1
т
Лн • И. (Лн - Рпп ) = Ел, • (Рпл - Р«)>
1=1
476
отсюда получается формула пластового давления
Пн -н. - Ли + IX - Ли.;
Рсн ' Пн ' Н* + Е Pci ' П»
Пн -н* +Еп«
т тп
рссР -Еп, =ХЛ« - пл
>=1 г=1
формула дебита ячейки скважин получается следующим образом:
Яя — р _ р . ?Я —
СН пл ’ m * пл
Ей;
Пн Н.
= (Рсн-Р™) +
i=l 7
+ (Р -Р ) = Р -Р
пл с ср) 2 СН с ср'
эта формула была обоснована на основе нескольких точных
формул для различных схем площадного заводнения М. Маскета
в случае однородного пласта и одновязкостных жидкостей (раз-
ноцветных жидкостей) и с учетом ЭГДА сделан переход к усло-
виям зонально неоднородного пласта по продуктивности (раз-
личные г0 и различной подвижности вытесняющего агента и
нефти (различные ц.); эта формула предельно проста, справедли-
ва как в идеальных условиях однородных пластов и однородных
пластовых жидкостей, так и в условиях зонально неоднородных
пластов и неоднородных пластовых жидкостей, при любых раз-
личных граничных условиях, т.е. различных забойных давлениях
Рс и Рсн.
477
36. Вопрос.
Как определить дебит скважины, например, 1-й добывающей,
входящей в ячейку скважин?
Ответ.
Дебит отдельной добывающей скважины, например, 1-й,
входящей в ячейку скважин, можно определить двумя путями,
если известно пластовое давление Рпл, то по формуле
<71 =П1 - (Рпл -рс1);
• если известен дебит ячейки скважин дя, то по формуле
“II т ~1Я
Ел,-
<=1
37. Вопрос.
Какое пластовое давление на забое остановленной 1-й добы-
вающей скважины РПл1?
Ответ.
На забое остановленной 1-й добывающей скважины должно
быть пластовое давление
^СН ' Лн ' М-* Е ’ Л,
Р —_____________i=2____
пл| т
Лн ' Ц* + Е Л,
1=2
38. Вопрос.
Какие пластовые давления должны быть на забое остановлен-
ной 1-й добывающей скважины при раздельной эксплуатации
двух пластов? Если пластовые давления двух пластов разные, то
при совместной разработке двух пластов что будет происходить
на забое остановленной 1-й добывающей скважины?
Ответ.
Пластовые давления на забое остановленной 1-й добывающей
скважины при раздельной эксплуатации двух пластов должно
быть:
• по первому пласту
478
т
Рс» 'Пн м* у7,р& ' п<
>' —_____________i=2 .___
пл т
Пн 'Ц*+Е^
i=2
• по второму пласту
т
•^сн ' Пн ' И* *“ Pci ' Hi
р" ________________1=2_______
ПЛ т
Пн -М* +Еп'
i=2
если < > ’' •% , то Pi, > Pt., (Р’„ - Pt,) > 0;
п'н и. + £п; и: и.+£п’
i=2 1=2
при совместной разработке двух пластов после остановки сква-
жины через ее забой будет происходить межпластовый переток с
дебитом
^пл Рпл
1 1
—-— ч------
П1 Hi
Приведем числовой пример.
Общие для двух пластов параметры:
Рсн = 320, Рс = 100, р. = 2.
Отдельные для двух пластов параметры
п; =з < =2
и; =i nr =з
Т1' =2 Т]2 =5
Пз =3 Из =2
п; =4 =8
Пластовые давления до остановки 1-й скважины
nf 320 • 3 • 2 + 100 • 10 j qc\ е
рн ___ 320 *2*2 + 100 18_J40
479
дебит ячейки
д'я =10-(182,5-100) = 825;
д'я = 18 (140 -100) = 720.
Пластовое давление после остановки 1-й скважины
р, _ 320-3-2 + 100-9 _ jQQ.
пл 3-2 + 9
м 320-2-2 + 100-15
Р" =-----Г2И5------= 146’3;
К. - П = 41,7;
межпластовый переток
_ 41,3 _ /у
(fnepl । । 01,U,
— 4-
1 3
доля от общего дебита ячейки
31,0
Апер = —--",и. = 0,020;
пер 825 + 720
дебит ячейки при остановленной 1-й скважине
д'я =9 (188-100) = 792;
дя = 15 (146,5-100) = 697,5;
q, = q’n + <?; = 792 + 697,5 = 1489,5;
снижение общего дебита ячейки скважин из-за остановки 1-й
скважины 1545-1489,5 = 55,5, а во время работы 1-я скважина
дает дебит
825 • — + 720 •—82,5 +120 = 202,5;
10 18
от этого дебита переток составляет долю -------= 0,153; забойное
202,5
давление в остановленной 1-й скважине установится на уровне
1
—__ + ——
П1
480
_L i
=188 - 41,7-уЗЦ- = 146,3 + 41,7-^-j- = 156,725.
— + — - + -
111 nt 13
39. Вопрос.
Как происходит восстановление давления на забое добываю-
щей скважины на нефтяной площади с большим числом рабо-
тающих скважин?
Ответ.
На нефтяной площади с большим числом работающих сква-
жин у каждой отдельной добывающей скважины есть своя зона
дренирования. Границы у такой зоны гидродинамические, соз-
данные соседними работающими скважинами. При работе рас-
сматриваемой добывающей скважины у ее зоны дренирования
есть вполне определенный дефицит упругого запаса жидкости.
После остановки рассматриваемой скважины в пределах ячейки
совместно работающих добывающих и нагнетательных скважин
закачка будет больше добычи и избыток закачки пойдет на вос-
полнение дефицита упругого запаса жидкости. Процесс воспол-
нения дефицита и повышения давления на забое рассматривае-
мой скважины, которое является индикатором восполнения де-
фицита, происходит постепенно по закону замкнуто-упругого
режима
-4<
Р-Р
1 пл 1 с
где Р - наблюдаемое растущее давление на забое скважины; Рс -
забойное давление в момент остановки скважины, Рпл - пласто-
вое давление, которое
4-
1-е0’" ->1 и Р-»РПЛ,
ПЛ ’
станет известно при и
самая ближайшая прискважинная зона
пласта может быть сильно засорена, ее проницаемость резко
уменьшена и значительная часть депрессии теряется в пределах
этой зоны с почти нулевым дефицитом упругого запаса жидко-
сти, поэтому после остановки скважины происходит почти мгно-
венный рост давления на величину прежде теряемой части де-
прессии. После короткого начального периода процесс восста-
481
новления давления стабильно выходит на уже приведенную
здесь закономерность и ее можно экстраполировать до конца и
ускоренно определять расчетным путем пластовое давление Рпл и
коэффициент продуктивности
этот коэффициент продуктивности может быть в D раз меньше
природного коэффициента продуктивности г|0:
= По>
для определения величины D надо установленную правильную
закономерность расчетным путем вернуть в начало процесса и
определить величину Рсо, тогда будет
D = Рпл.~Л =---Яо--
р _ р ’ ,и Р-Р
Главная цель исследования - определение фактического ко-
эффициента продуктивности т] и определение природного коэф-
фициента продуктивности г|о, который возможен после проведе-
ния мероприятия по устранению засорения призабойной зоны
пласта.
40. Вопрос.
Каково распределение фильтрационного сопротивления в
пределах зоны дренирования скважины от ее внешней границы
до ее центра - до забоя скважины?
Каково изменение общего фильтрационного сопротивления:
• при переходе от 6-дюймовых колонн к 5-дюймовым экс-
плуатационным колоннам;
• при уменьшении зоны дренирования скважины в 5 раз, т.е.
при сгущении сетки скважин в 5 раз?
Ответ.
Чтобы представить распределение фильтрационного сопро-
тивления в пределах зоны дренирования скважины, будем рас-
сматривать зону дренирования скважины при равномерной квад-
ратной сетке скважин при площадном заводнении, например, при
известной 5-точечной схеме заводнения: рассматриваемый квад-
ратный участок размером 400 м- 400 м = 160000 м2 = 16 га =
= 0,16 км2, в центре которого находится действующая скважина;
эту зону дренирования по направлению от внешней границы к
482
центру - к забою скважины разделим на 10 полос (квадратных
колец) с одинаковым фильтрационным сопротивлением, состав-
ляющим долю от общего фильтрационного сопротивления, рав-
ную 0,1. Чтобы эти полосы были одинаковы по фильтрационно-
му сопротивлению, у них должно быть одинаковое соотношение
периметра и ширины: чем ближе к забою скважины, тем меньше
периметр и меньше ширина полосы.
Такое разделение квадратной зоны дренирования на полосы
представлено в табл. 6.1.
При величине нефтяной площади S м2, эффективной неф-
тяной толщине кэф = 10 м, при пористости 0П = 0,2, начальной
нефтенасыщенности рн = 0,75 и коэффициенте вытеснения Кв =
= 0,667, объем подвижной жидкости равен V = 5 • h. • 0П • Рн • Кв =
= S • 10 • 0,2 • 0,75 • 0,667 = S 1 м3 и при суточной закачке
100 м3/сут займет полностью пять полос и частично шестую:
полностью от десятой до шестой полосы и частично пятую, более
0,5 общего фильтрационного сопротивления; при трехсуточной
закачке 300 м3 закачка полностью займет от десятой до пятой
полосы и частично четвертую полосу, более 0,6 общего фильтра-
ционного сопротивления, при закачке в течение двух недель
1400 м3 закачка полностью займет семь полос от десятой до чет-
вертой.
• При переходе от 6-дюймовых эксплуатационных колонн к
5-дюймовым фильтрационное сопротивление увеличится в
02265 Раза>
(0,060jJ/|_ \0,072/J н
Таблица 6.1
Зона дренирования скважины. Выделение 10 полос с одинаковым
фильтрационным сопротивлением
Площадь, м2 Эквива- лентный радиус, м Номер полосы Доля фильт- рационного сопротивле- ния Накопленная доля фильтраци- онного сопро- тивления
4002 = 160000 225,6 1 0,1 1,0
178,92 = 32000 100,9 2 0,1 0,9
802 - 6400 45,14 3 0,1 0,8
37,82 = 1280 20,19 4 0,1 0,7
162 = 256 9,03 5 0,1 0,6
7,162 = 51,2 4,037 6 0,1 0,5
3,22 = 1024 1,805 7 0,1 0,4
1,432 = 2,048 0,888 8 0,1 0,3
0,642 - 0,4096 0,361 9 0,1 0,2
0,2862 = 0,0819 0,161 10 0,1 0,1
0,1282 = 0,0164 0,072 <- радиус скважины
483
во столько же раз уменьшится дебит, а расход металла умень-
шится в 1,2 раза, капитальные затраты на скважину уменьшатся
в 1,02 раза и общие капитальные затраты уменьшатся всего в
1,01 раза, таким образом получается экономический проигрыш в
1 iTl65 = 1’0125 раза! Это получается сразу, а еще в 2 раза
уменьшается долговечность скважин.
• При сгущении сетки скважин в 5 раз с 16 га/скв. до
3,2 га/скв. исключается только первая полоса, уменьшается
фильтрационное сопротивление и увеличивается дебит скважины
всего в (1/0,9) = 1,111 раза!
• Если внешняя граница какого-то возможного участка имеет
произвольную форму, но проходит в пределах первой полосы
квадратного или кругового участка (а это 80 % всей площади!),
то общее фильтрационное сопротивление этого возможного уча-
стка определяется с небольшой погрешностью менее ±5 %.
• А самые большие ошибки, включая недопустимо большие
50-100 %, возникают при моделировании призабойной зоны
скважины (от десятой до четвертой полосы, которые занимают
до 1 % всей площади, но содержат более 70 % фильтрационного
сопротивления), особенно, если призабойная зона засорена и ее
проницаемость значительно уменьшена, и фильтрационное со-
противление этих полос увеличено до 90 % и более.
С учетом отмеченного явления довольно простые, мобильные
формулы для определения дебитов ячеек скважин и отдельных
скважин, а также пластовых давлений, приведенные в ответах на
вопросы 35-37, обладают вполне удовлетворительной точностью.
Главное, чтобы по скважинам были коэффициенты продуктивно-
сти, установленные гидродинамическим путем.
41. Вопрос.
Как изменяется фильтрационное сопротивление в пределах
зон дренирования скважин и в пределах ячеек скважин с цен-
тральными нагнетательными и окружающими добывающими
скважинами на залежах высоковязкой нефти при вытеснении
нефти закачиваемой водой?
Как появляется и нарастает обводненность добываемой
нефти?
Ответ.
На залежи высоковязкой нефти (например, при вязкости
нефти цн = 200 сП и вязкости воды цв = 1 сП, при соотноше-
484
нии подвижностей вытесняющей воды и нефти Нн- К'^5 =
Ив
= 222.0,631,5 = 100) по двум обособленным слоям, один из кото-
рых в добывающей скважине еще дает нефть, а другой уже про-
мыт и дает вытесняющую воду, соотношение интегральных вяз-
костей (в последовательной цепи суммируются фильтрационные
сопротивления) или наоборот интегральных подвижностей пред-
ставляется следующей формулой:
Нв j 1 Ив т + 1 т + 1’
К^.5 т Х1,5
при т = 3 и ц. = 100
при данных значениях А получаются значения А2:
А 0,01 0,05 0,10 0,15 0,20
А2 0,200 0,575 0,741 0,820 0,866
При расчетной послойной неоднородности нефтяной залежи
V2 = 0,667 коэффициент использования подвижных запасов неф-
ти равен
К3 = 0,250 + 0,645 /4
и тогда значения К3 в зависимости от А
А 0,01 0,05 0,10 0,15 0,20
к., 0,256 0,282 0,315 0,347 0,379
А-2 0,200 0,575 0,741 0,820 0,866
При коэффициенте вытеснения нефти водой Хв = 0,63 и ко-
эффициенте сетки Кс = 0,90 получается коэффициент нефтеот-
дачи
К1Ю = К„ Кс К.л = 0,63 • 0,9 • К, = 0,567 • К3,
и тогда значения коэффициента нефтеотдачи Кно в зависимости
от весовой обводненности А2:
А'2 0,200 0,575 0,741 0,820 0,866
К1Ю 0,145 0,160 0,179 0,197 0,215
485
42. Вопрос.
Как изменяется обводненность добывающих скважин на за-
лежи высоковязкой нефти при закачке вслед за водой оторочки
высоковязкой нефти?
Когда текущая дополнительная добыча нефти больше теку-
щей закачки нефти?
Ответ.
На залежи высоковязкой нефти по отдельной типичной ячей-
ке скважин, состоящей из 1 центральной нагнетательной и т ок-
ружающих добывающих, рассмотрим самый первый период за-
качки нефти после предыдущей продолжительной закачки во-
ды. Закачка в течение 10 сут дегазированной высоковязкой неф-
ти по 100 м3/сут, всего 1000 м3 высоковязкой нефти; затем за-
качка в течение 20 сут воды по 500 м3/сут, всего 10000 м3 воды.
В связи с этим будем рассматривать зону дренирования нагнета-
тельной скважины. Характеристика этой зоны представлена в
табл. 6.2, 6.3.
При величине нефтяной площади S м2, эффективной нефтя-
ной толщине пластов Лэф = 10 м, пористости рп = 0,2, начальной
нефтенасыщенности рн = 0,75 и коэффициенте вытеснения Хв =
= 0,667 и площади S в м2 эксплуатируемый объем равен
V = S-h^, -рп -Рн -Хв = 5-10 0,2 0,75-0,667 = S1 = S м3.
Таблица 6.2
Зона дренирования нагнетательной скважины.
Выделение 10 полос с одинаковым геометрическим фильтрационным
сопротивлением (без учета вязкости закачиваемого агента)
Площадь, м2 Эквива- лентный радиус, м Номер полосы Доля фильт- рационного сопротивле- ния Накопленная доля фильтраци- онного сопротивления
2502 = 62500 141,047 1 0,1 1,0
111,82 = 12500 63,078 2 0,1 0,9
502 = 2500 28,209 3 0,1 0,8
22,42 = 500 12,616 4 0,1 0,7
102 = 100 5,642 5 0,1 0,6
4.472 = 20 2,523 6 0,1 0,5
2Ь = 4 1,128 7 0,1 0,4
0,8942 = 0,8 0,505 8 0,1 0,3
0,42 = 0,16 0,226 9 0,1 0,2
0,1792 = 0,032 0,101 10 0,1 0,1
0,082 = 0,0064 0,045 <- радиус скважины
486
Таблица 6.3
Время, сут Закачка нефти Закачка воды Фильтрационное сопротив- ление, занятое нефтью, доля
суточ- ная, м3 накоп- ленная, м3 суточная, м3 накоп- ленная, м3
1 100 100 0,6
2 100 200 0,63
3 100 300 0,66
4 100 400 0,68
5 100 500 0,70
6 100 600 0,707
7 100 700 0,713
8 100 800 0,719
9 100 900 0,725
10 100 1000 0,730
И 500 500 0,759-0,733 = 0,026
12 500 1000 0,781-0,759 = 0,022
13 500 1500 0,800-0,781 = 0,019
14 500 2000 0,807-0,800 = 0,007
15 500 2500 0,814-0,807 = 0,007
16 500 3000 0,821-0,814 = 0,007
17 500 3500 0,827-0,821 = 0,006
18 500 4000 0,834-0,828 = 0,006
19 500 4500 0,839-0,834 = 0,005
20 500 5000 0,844-0,839 = 0,005
21 500 5500 0,849-0,844 = 0,005
22 500 6000 0,854-0,849 = 0,005
23 500 6500 0,859-0,854 = 0,005
24 500 7000 0,864-0,859 = 0,005
25 500 7500 0,868-0,864 = 0,004
26 500 8000 0,872-0,868 = 0,004
27 500 8500 0,877-0,873 = 0,004
28 500 9000 0,881-0,877 = 0,004
29 500 9500 0,885-0,881 = 0,004
30 500 10000 0,889-0,885 = 0,004
Итак, на рассматриваемой залежи высоковязкой нефти снача-
ла происходило обычное заводнение и уже была достигнута
предельно высокая обводненность 90 %.
Интересно, какая достигнута нефтеотдача пластов?
Рассматриваем работу отдельной ячейки скважин, содержа-
щей 1 нагнетательную и т добывающих, или даже отдельный
элемент этой ячейки с 1 добывающей и \/т частью нагнетатель-
ной.
С учетом высокой концентрации фильтрационных сопротив-
лений вблизи забоев скважин применяем расчетную схему то-
чечно сосредоточенных фильтрационных сопротивлений в точках
расположения скважин! С учетом последовательной цепи зон
дренирования нагнетательной и добывающих скважин и с учетом
двух слоев, один из которых еще дает нефть, а другой уже дает
прорвавшуюся закачанную вытесняющую воду, определяем ко-
487
эффициент различия физических свойств нефти и вытесняющей
воды
1 Ив 1
--------+ и.
_ Пн К*’5 mi]-н Ув
Пн х’-5 т п К*'5
Пока коэффициенты продуктивности нагнетательной и добы-
вающих скважин примем равными цн = ц и сократим, обозначим
• /С*5 = ц. - соотношение подвижностей вытесняющей воды и
Нв
нефти и • b = у.
Ун
пластовых условиях и
дующую формулу:
т + 1
- соотношение плотностей воды и нефти в
преобразуем предыдущую формулу в сле-
При т = 3, ц. = bL.tfi.5 = 200 0 66?1(5 = 10895 £ 109 и
Нв 1
у. = • b = 1,076 получаем
Ун
Цо = 3 + 109 _ 107б = зод 28 £ 30
3 + 1
При этом при предельной весовой обводненности А2 = 0,9
предельная расчетная доля агента равна
л =_____а2___________0>9____= О 941
(1-Л2)Ио+Д2 (1 - 0,9) • 30 + 0,9 ’ ’
при расчетной послойной неоднородности пластов V2 = 0,667
коэффициент заводнения или использования подвижных запасов
нефти равен
Х3=ХЗН+(Хзк-Кзн)-А = = 0,25+ 0,645 0,231= 0,399,
а с учетом коэффициента вытеснения Кв = 0,667 и коэффициента
сетки Кс = 0,9 получается коэффициент нефтеотдачи
Кяо • Кв Ке К3 = 0,667-0,9-0,399 = 0,2395 s 0,240.
Как видно, очень низким оказывается коэффициент заводне-
ния Кв и поэтому низким оказывается коэффициент нефтеотдачи
Кно= 0,240.
С целью повышения нефтеотдачи организуется и осуществля-
488
ется чередующаяся закачка воды и небольшой части добытой
высоковязкой нефти.
По первому периоду закачки оторочки нефти уже был сделан
расчет, и результаты расчета представлены в табл. 6.2, 6.3.
Итак, за 10 сут закачки добытой дегазированной высоковяз-
кой нефти в среднем нефтью было занято 0,6864 всего геометри-
ческого фильтрационного сопротивления зоны дренирования на-
гнетательной скважины, за последующие 20 сут закачки воды в
среднем нефтью было занято 0,077 всего фильтрационного
сопротивления. Если взвешивать по объемам закачки нефти
1000 м3 и закачки воды 10000 м3, то в среднем получается высо-
ковязкой нефтью занято 0,0694 фильтрационного сопротивления
зоны дренирования нагнетательной скважины. С учетом этого
получается новая величина коэффициента различия физических
свойств нового комбинированного вытесняющего агента и добы-
ваемой нефти
Ф _ т (1 - 0,0694 + 0,0694 • ц, 2) + цФ
Цо т • (1-0,0694 + 0,0694 • цФ-2) + 1 ’Y‘ "
_ 3 • (1 - 0,0694 + 0,0694 • 109 • 2) +109 _
3 • (1-0,0694+ 0,0694 109-2)+ 1 ’
= 316>06 + 109.1,076 = 3,43891 = 3,44,
3-16,06 + 1
с учетом этого весовая обводненность отбираемой жидкости
равна
Д* =----±2^----= -----ОАЗЬЗА^-----= 0 508
(1-Л) + Л^ (1-0,231)+ 0,231-3,44
При наличии возможности сохранения дебита жидкости сни-
жение обводненности с А2 = 0,9 до Л‘2 = 0,508 приводит к уве-
личению текущего дебита нефти в
= 1-0.508 = 4 92 ।
1-Л2 1-0,9 F
При соответствии закачки комбинированного вытесняющего
агента отбору жидкости сразу прирост дебита нефти (1-0,508)-
-(1-0,9) = 0,392 оказывается выше закачки нефти 0,392>
>у-^ = 0,091, чистый прирост добычи нефти равен 0,392-
- 0,091 = 0,301! В последующее время комбинированный вытес-
16 - 857 489
няющий агент дойдет до добывающих скважин, и коэффициент
различия физических свойств изменится и станет
Но = • W6 = 2,6327 = 2,63;
г 3 • 16,06 +16,06
предельная весовая расчетная доля станет
А =____—_________=______22_______о 774-
(1-Л2)-Ио + Л2 (1 - 0,9) 2,63 + 0,9
коэффициент заводнения увеличится до
К3 = 0,25 + 0,645 • 0,774 = 0,749
и коэффициент нефтеотдачи с учетом закачки в пласты неболь-
шой части (9,1 %) добытой нефти становится равным
Кпо = Кв Ке Кв (1-0,091) =
= 0,667-0,9 0,749 0,909 = 0,409, что в 2А22 = i 7 раза
0,240 К
больше, чем при обычном заводнении.
• Возможно, возникнет вопрос: во сколько раз ухудшатся ре-
зультаты, если вязкость закачиваемой высоковязкой нефти будет
уменьшена в 5 раз?
Такое могут сделать ради облегчения закачки высоковязкой
нефти. Тогда коэффициент различия физических свойств нефти
и вытесняющего комбинированного агента будет
„ _ т (1-0,0694 + 0,0694 ц. -2/5) + ц»
” т (1 -0,0694 + 0,0694 -цф -2/5) + 1 'У*“
3-(1-0,0694+ 0,0694-109-2/5)+ 109 .
=—7----------------------------1,076 = 10,11.
3 • (1-0,0694 + 0,0694-109 -2 / 5)+ 1
С учетом этого весовая обводненность при переходе на чере-
дующуюся закачку будет
АГ = —= _____________________________= о,75,
(1-Л) + Л-Ио* (1-0,231)+ 0,231-10, И
при сохранении дебита жидкости дебит нефти по сравнению с
обычным заводнением увеличивается в =2,5 раза,
т.е. меньше возможного увеличения в 2^22 = 1,968 = 2 раза, пре-
дельная максимальная расчетная доля вытесняющего агента бу-
490
дет А=---------------= 0,471, коэффициент заводнения будет
(1-л2)ио +А2
К3 = 0,25 + 0,645 0,471 = 0,554, значит, коэффициент заводнения
меньше возможного в = 1,35 раза, соответственно, коэффи-
циент нефтеотдачи равен Кно = = 0,303, что больше, чем
при обычном заводнении в = 1,26 раза.
43. Вопрос.
Какая основная причина эффективности циклики, т.е. цикли-
ческой разработки нефтяных пластов при поочередной работе
нагнетательных и добывающих скважин?
Ответ.
Причиной эффективности циклической разработки нефтяных
пластов при поочередной работе нагнетательных и добывающих
скважин являются: с одной стороны, расчлененность пластов,
состоящих из многих проницаемых слоев, разделенных непрони-
цаемыми прослоями, а с другой стороны, эксплуатация нефтяных
пластов при замкнуто-упругом режиме фильтрации.
Когда идет закачка, работают нагнетательные скважины, до-
быча останавливается, добывающие скважины не работают.
Когда идет добыча, работают добывающие скважины, закачка
останавливается, нагнетательные скважины не работают.
Во время закачки происходит восполнение упругого запаса
жидкости и подъем пластового давления, в первую очередь это
происходит по наиболее проницаемым слоям, затем по средне-
проницаемым и, наконец, по наименее проницаемым. Слои, раз-
личные по проницаемости, выравниваются (почти выравнивают-
ся) по закачке. Почти устраняется влияние послойной неодно-
родности по проницаемости.
Во время добычи исчерпывается упругий запас жидкости и
снижается пластовое давление в первую очередь по наиболее
проницаемым слоям, затем по среднепроницаемым слоям и, на-
конец, по наименее проницаемым слоям. Слои различной прони-
цаемости выравниваются по отбору жидкости. Снова резко
уменьшается влияние послойной неоднородности по проницае-
мости.
Чем больше продолжительность периодов закачки и периодов
16
491
добычи, тем полнее устраняется неравномерность выработки сло-
ев, но снижается темп разработки. Поэтому циклику лучше всего
осуществлять на пластах с высокой продуктивностью с избыточ-
ной неиспользуемой репрессией и депрессией.
Циклика эффективна при заводнении на залежах высоковяз-
кой нефти, где возможная максимальная производительность
нагнетательных скважин во много раз превосходит возможную
максимальную производительность добывающих скважин. И
циклика осуществляется только за счет периодической работы
нагнетательных скважин.
44. Вопрос.
При закачке горячей или холодной воды в нефтяные пласты
во сколько раз (v) тепловой фронт отстает от фронта закачивае-
мой воды?
Ответ.
В нефтяные пласты закачивают горячую или холодную воду.
Горячую воду закачивают в нефтяные пласты, содержащие высо-
ковязкую нефть. Холодную воду для закачки в пласты могут
брать из рек и морей в холодное время года.
Отставание теплового фронта от фронта закачиваемой воды
связано с малой долей закачанного теплоносителя в пласте. От-
ставание в v раз
при пористости пласта 0П = 0,25, начальной нефтенасыщенности
{Зн = 0,75, коэффициенте вытеснения нефти водой Кв = 0,667 и
доле эффективной толщины в общей толщине пласта Аэ = 0,5,
здесь 0,65 - соотношение удельной теплоемкости породы пласта
и удельной теплоемкости воды, при этом получается
v = -—= + 0,35 = 10,7 раза.
0,25 0,75 0,667 • 0,5 н
45. Вопрос.
От чего зависит эффективность разработки нефтяных залежей
и месторождений?
Ответ.
Эффективность разработки нефтяных залежей и месторожде-
ний зависит от ряда главных факторов:
492
1 - от геологических запасов нефти и продуктивности нефтя-
ных пластов;
2 - от применения современной высокоэффективной техники
и современного оборудования;
3 - от применения современной высокоэффективной техноло-
гии извлечения запасов;
4 - от управляемости, т.е. от коэффициента полезного дейст-
вия системы управления разработкой нефтяных залежей и ме-
сторождений.
46. Вопрос.
Что такое управляемость разработкой нефтяных залежей и
месторождений?
Ответ.
Управляемость - коэффициент полезного действия системы
управления разработкой нефтяных залежей и месторождений.
Управляемость, как всякий коэффициент полезного действия,
не может быть больше 1 или 100 %, и редко достигает 1 или 100 %.
Меньше и значительно меньше 100 % бывает, потому что систе-
ма управления имеет внутренние помехи и время запаздывания.
Управляемость - это отношение фактического результата -
фактического общего дебита нефти - фактической средней де-
прессии к заведомо возможному результату - заведомо возмож-
ной депрессии. Например, заведомо возможная депрессия - раз-
ность между начальным пластовым давлением, примерно равным
гидростатическому, и забойным давлением, равным давлению
насыщения нефти газом. А фактическая депрессия значительно
ниже.
Пример.
Начальное пластовое давление равно 200 ат, давление насы-
щения нефти газом 100 ат. Тогда заведомо возможная депрессия
(200-100) = 100 ат, а фактическая средняя депрессия равна
50
50 ат. Значит, управляемость равна — = 0,5 или 50 %.
Значит, фактический общий дебит нефти вдвое меньше по
сравнению с заведомо возможным дебитом нефти.
Почему такое происходит? Потому что охват скважин гидро-
динамическими исследованиями с определением коэффициентов
продуктивности менее 10 %. По остальным 90 % добывающих
скважин нет коэффициентов продуктивности и производитель-
ности их глубинным насосам задают наугад.
493
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Книга уже завершена и прочитана.
Что пожелать?
Всего наилучшего в развитии нефтедобывающей отрасли
промышленности нашей страны, успешного вступления в новую
интеллектуальную эру разработки нефтяных месторождений,
когда обязательно произойдет значительное увеличение потока
достоверной информации о работе и гидродинамических иссле-
дованиях скважин, когда этот поток информации надо будет без
промедления принимать и анализировать и на основе этого ана-
лиза осуществлять оптимизацию режимов работ скважин, тем
самым значительно увеличивая текущую и накопленную добычу
нефти.
Что еще пожелать?
Успешного применения предложенных в книге новых техно-
логий. В том числе технологий повторной разработки уже разра-
ботанных нефтяных месторождений, особенно месторождений
высоковязкой нефти, где до того применяли внутриконтурную
закачку воды или внутриконтурную закачку теплоносителя - го-
рячей воды с температурой около 300 °C; что в итоге должно
будет в 1,5-2 раза увеличить нефтеотдачу пластов.
Еще есть пожелание: чтобы специалисты по разработке неф-
тяных месторождений научились сами, без помощи сеточных
математических гидродинамических моделей, но с помощью ана-
литической методики проектирования, рассчитывать разработку
нефтяных месторождений. Формулы аналитической методики
проектирования помогают думать и осуществлять всестороннюю
оптимизацию разработки нефтяных месторождений.
СПИСОК ОПУБЛИКОВАННЫХ НАУЧНЫХ ТРУДОВ
ЛЫСЕНКО ВЛАДИМИРА ДМИТРИЕВИЧА
495
Номер п/п Наименование трудов Название издания или журнала, номер и год Число печатных страниц Примечание
1. Проект разработки Азнакаевских площадей Ромашкинского месторож- дения Рефераты научно-исследова- тельских работ, выполненных в ТатНИИ в 1960, 1961, 1962 гг. - Бугульма, 1964 4 В соавторстве с Азаматовым ВИ, Газимовой Г.Г., Дементьевым Л.Ф., Максутовой Р;В., Мухарским Э.Д.
2. Проект разработки и подсчет запасов по горизонту Д1 и пласту До Чиш- минской и Ташлиярской площадей Рефераты научно-исследова- тельских работ, выполненных в ТатНИИ в 1960, 1961, 1962 гг. - Бугульма, 1964 3 В соавторстве с Крашена П.А., Максутовой Р.В., Мухарским Э.Д., Ступак А.И.
3. Учет фазовых проницаемостей при вытеснении нефти водой Труды ТаНИИ, вып. III. - Бу- гульма, 1961 10 В соавторстве с Фазлыевым Р.Т.
4. Оценка величины утечки нефти через малопроницаемый изолирующий пласт при повышенном давления на- гнетания Татарская нефть, № 3. - Аль- метьевск, 1961 3 В соавторстве с Азаматовым В.И.
5. Уточненный расчет выбранного вари- анта разработки Татарская нефть, №4 - Аль- метьевск, 1961 8
6. К вопросу о неоднородности пласта по проницаемости Татарская нефть, № 1. - Аль- метьевск, 1962 5
496
Продолжение
Номер п/п Наименование трудов Название издания или журнала, номер и год Число печатных страниц Примечание
7. К вопросу проектирования разработки неоднородных пластов Нефть и газ, № 5, 1962 5
8. Определение числа скважин механи- зированным способом эксплуатации при проектировании разработки неф- тяных месторождений Татарская нефть, № 6. - Аль- метьевск, 1962 3 В соавторстве с Малютиным М.Г.
9. О варианте разработки Ташлиярской площади без приконтурного ряда нагнетательных скважин Труды ТатНИИ, вып. IV. - Бу- гульма, 1962 10 В соавторстве с Крашена П.А., Мухарским Э.Д.
10. К расчету обводнения Труды ТатНИИ, вып. IV. - Бу- гульма, 1962 15 В соавторстве с Мухарским ЭД.
И. Совершенствование технологии раз- работки нефтяных месторождений с применением внутриконтурного за- воднения (на примере Ромашкинско- го месторождения) В книге: Творчество изобретате- лей и рационализаторов нефтя- ной и газовой промышленнос- ти. - М.: Гостоптехиздат, 1963 4
12. О неоднородности пласта Д1 Ромаш- кинского нефтяного месторождения по данным промысловых исследова- ний скважин Нефтяное хозяйство, № 1, 1963 4 В соавторстве с Мухарским Э.Д.
13. Функция распределения проводимо- сти Татарская нефть, Xs 1. - Бугуль- ма, 1963 6
14. К проблеме регулирования разработ- ки нефтяных пластов Нефть и газ, № 4, 1963 6
15. Эффективность перевода простаиваю- щих скважин на механизированный способ эксплуатации в условиях пре- обладающей фонтанной добычи нефти Нефтяное хозяйство, № 4, 1964 6 В соавторстве с Кляровским Г.В., Мухарским Э.Д., Оноприенко В.Д.
497
16. О проектировании разработки неод- нородных нефтяных пластов В книге: Теоретические и экспе- риментальные исследования раз- работки нефтяных месторожде- ний. - Казань, 1964 2 В соавторстве с Мухарским Э.Д.
17. О неравномерности вытеснения нефти Нефть и газ, № 6, 1964 4
18. Учет влияния начального ВНК на об- воднение Нефть и газ, № 9, 1964 4
19. О межпластовых перетоках через скважины первого эксплуатационного ряда при увеличении их забойного давления Труды ТатНИИ, вып. VI. - М.: Недра, 1964 8
20. О формуле коэффициента охвата за- воднением Труды ТатНИИ, вып. VI. - М.: Недра, 1964 7
21. О неоднородности продуктивных пла- стов Труды ТатНИИ, вып. VI. - М.: Недра, 1964 10 В соавторстве с Мухарским ЭД., Хамзиным Р.Г.
22. Влияние различия вязкостей на не- равномерность вытеснения нефти Труды ГНИ, вып. 28. - Грозный, 1965 6
23. Методика расчета процесса разработ- ки полосовой залежи нефти Труды ТатНИИ, вып. VIII. - М.: Недра, 1965 И
24. О схематизации нефтяной залежи при расчете дебига Труды ТатНИИ, вып. VIII. - М.: Недра, 1965 3
25. Исследование эффективности разра- ботки нефтяных месторождений Труды ТатНИИ, вып. VIII. - М.: Недра, 1965 7 В соавторстве с Мухарским Э.Д., Черновым Ю.Я., Заржецким В.
26. Составление уточненного проекта разработки Абдрахмановской площади Рефераты научно- исследова- тельских работ, выполненных в ТатНИИ в 1963 г. - Казань: Тат- книгоиздат, 1965 3 В соавторстве с Мухарским Э.Д., Чоловским И.П., Черновым Ю.Я., Хамзиным Р.Г., Астафьевой М.С., Азаматовым В.И., Фаттахо- вым Б.З.
498
Продолжение
Номер п/п Наименование трудов Название издания или журнала, номер и год Число печатных страниц Примечание
27. Усовершенствование методики проек- тирования разработки Ромашкинского месторождения Рефераты научно- исследова- тельских работ, выполненных в ТатНИИ в 1963 г. - Казань: Тат- книгоиздат, 1965 4 В соавторстве с Газимовой Г.Г., Мухарским Э.Д., Соловьевой В., Хамзиным Р.Г.
28. Составление уточненного проекта разработки Восточно-Сулеевской площади Ромашкинского нефтяного месторождения Рефераты научно- исследова- тельских работ, выполненных в ТатНИИ в 1963 г. - Казань: Тат- книгоиздат, 1965 4 В соавторстве с Мухарским Э.Д., Чоловским И.П., Малюти- ным М.Г., Андреевой 3., Коцюбин- ским В.Л.
29. Авторский надзор за разбуриванием нефтяного месторождения Нефтепромысловое дело, № 2, 1966 3 В соавторстве с Мухарским Э.Д., Петровым В.А.
30. Об эффективности равномерной сис- темы размещения скважин Нефтяное хозяйство, № 4, 1966 4 В соавторстве с Мухарским Э.Д.
31. Выбор функции распределения для статистического описания неоднород- ности нефтяного пласта по рассмат- риваемому коллекторскому свойству Труды ТатНИИ, вып. X. - М.: Недра, 1967 9
32. Исследование работы скважин на электроинтеграторе ЭГДА 9/60 в слу- чае вероятной модели прерывистого нефтяного пласта Труды ТатНИИ, вып. X. - М.: Недра, 1967 10 В соавторстве с Мухарским Э.Д., Соловьевой В.Н., Хамзиным Р.Г.
33. Учет влияния прерывистости пласта при расчете коэффициента нефтеот- дачи Труды ТатНИИ, вып. X. - М.: Недра, 1967 6 В соавторстве с Хамзиным Р.Г.
34. Нефтеотдача пласта и пути ее повы- шения В сборнике: Исследователи - производству. - Казань: Таткни- гоиздат, 1968 10 В соавторстве с Муслимовым Р.Х., Мухарским Э.Д., Хамзиным Р.Г.
499
35. Исследования ТатНИИ в области проектирования и совершенствования систем разработки нефтяных место- рождений ТатАССР В сборнике докладов на Юби- лейной научной сессии ТатНИИ, октябрь 1967 - Альметьевск, 1968 10 В соавторстве с Мухарским Э.Д., Ошитко В.М., Блиновым А.Ф., Коцюбинским В.Л.
36. Новый подход к проектированию раз- работки нефтяных месторождений Труды ТатНИИ, вып. XII. - М.: Недра, 1968 13 В соавторстве с Мухарским ЭД.
37. Принципы выбора сетки скважин на нефтяной залежи В книге: Влияние плотности сет- ки скважин и их размещения на нефтеотдачу пластов. - М.: ВНИИОЭНГ, 1968 18 В соавторстве с Мухарским Э.Д.
38. Эффективность выбора скважин под очаговое нагнетание НТС по добыче нефти, № 33. - М.» 1968 4 В соавторстве с Мухарским Э.Д.
39. Расчет эффективности импульсного воздействия на нефтяные пласты Труды ТатНИИ, вып. XIV. - М.: Недра, 1970 9 В соавторстве с Мухарским Э.Д.
40 Расчет дебита нефтяной залежи сложной формы Труды ТатНИИ, вып. XIV. - М.: Недра, 1970 6 В соавторстве с Усковым Д.М.
41. Технологические принципы проекти- рования разработки нефтяных место- рождений Татарии с учетом поздней стадии их эксплуатации В книге: Состояние и основные задачи совершенствования разра- ботки нефтяных месторождений в поздней стадии. - М.: ВНИИОЭНГ, 1970 9 В соавторстве с Мухарским Э.Д.
42. Вопросы проектирования и совершен- ствования разработки нефтяных ме- сторождений Татарии В сборнике: Исследователи - производству. - Альметьевск, 1970 15 В соавторстве с Грайфером В.И., Муслимовым Р.Х., Мухарс- ким ЭД.
43. Способ разработки зонально неодно- родных по коллекторским свойствам залежей нефти Изобретение. Авт.свид. № В 3492 27.П.1970 г. с приоритетом от 3.03.1966 — В соавторстве с Грайфером В.И., Комаровым А.И., Мингаре- евым Р.Ш., Мухарским ЭД.
44. Sur le choix des valeurs calcules de Findecse de productivite 2*"* colloque scientifique Baumerdes, Alger-1970 1 В соавторстве с Мальти X., Абыз- баевым И.И., Батуриным Ю.Е.
© Продолжение
Номер п/п Наименование трудов Название издания или журнала, номер и год Число печатных страниц Примечание
45. Application de simulation statistique de I’h6t£ragenit6 des couches lots du calcul du debit des puits dans les, couches hdt6rag£nes 2*mc colloque scientifique Baumer- des, Alger-1970 1 В соавторстве с Батуриным Ю.Е., Кукош Т.Г., Сургучевым МЛ.
46. Etude de 1’infuence des conditions de realisation d'un gisement d'huile sur 1’evolution du proccesses 2*"* colloque. scientifique Baumer- des, Alger-1970 1 В соавторстве с Мальта X. и Сур- гучевым МЛ.
47. Mdthddc de definition d’une valeur inconrue d’un paramdtre 2*™’ colloque scientifique Baumer- des, Alger-1970 1 В соавторстве с Мальта X., Пид- зи П., Азаматовым В.И., Батури- ным Ю.Е., Лаптевым В., Сургуче- вым М., Сусловым В.
48. Методика построения карт статисти- ческой выдержанности неоднородных продуктивных пластов Геология нефти и газа, № 4, 1971 3 В соавторстве с Мегатели А., Мальта X., Абызбаевым И.И., Азаматовым В.И., Батури- ным Ю.Е.
49. О точности и необходимости прогноза продуктивности проектных скважин Азербайджанское нефтяное хо- зяйство, № 5, 1971 3 В соавторстве с Сугучевым МЛ., Рахмановым Р.Е.
50. Проблемы разработки нефтяного ме- сторождения Хасси-Массауд Международная научная конфе- ренция по проблемам геологии, нефтегазоносности и эксплуата- ции нефтяных месторождений Алжира - Алжир, 1971 2 В соавторстве с Беналишериф А., Мальта X., Сургучевым М.Л., Колбиковым В., Азаматовым В.И., Батуриным Ю.Е., Гильманши- ным А.
51. О прогнозировании технологических показателей разработки крупного нефтяного месторождения (на приме- ре месторождения Хасси-Массауд) Международная научная конфе- ренция по проблемам геологии, нефтегазоносности и эксплуата- ции нефтяных месторождений Алжира. - Алжир, 1971 3 В соавторстве с Хадаад Р., Сургу- чевым М.Л., Батуриным Ю.Е., Блиновым А.Ф., Кукош Т.Г.
52. Вопросы анализа разработки нефтя- ных месторождений (на примере ме- сторождения Хасси-Массауд) Международная научная конфе- ренция по проблемам геологии, нефтегазоносности и эксплуата- ции нефггяных месторождений Алжира. - Алжир, 1971 2 В соавторстве с Беналишериф А., Малый X., Сургучевым МЛ., Ба- туриным Ю.Е.
53. Прогнозирование коэффициента про- дуктивности скважин по комплексу геолого-геофизических данных Геология нефти и газа, №11, 1970 4 В соавторстве с Метатели А., Маль- та X., Абызбаевым И И., Азамато- вым В.ИП Батуриным Ю.Е., Лап- тевым В.В., Пидзи П„ Сусловым В.
54. К проблеме выбора рациональной системы скважин для нефтяной зале- жи Труды ТатНИИ, вып.ХУШ. - Казань: Таткнигоиздат, 1971 12 В соавторстве с Мухарским Э.Д.
55. Расчет разработки нефтяных пластов при условии последовательной закач- ки двух различных вытесняющих агентов Труды ТатНИПИнефлъ, вып. XXII - Казань: Таткнигоиздат, 1973 16
56. Порядок выбора системы размещения скважин при проектировании разра- ботки крупной залежи нефти Труды ТатНИПИнефлъ, вып. XXII. - Казань: Таткнигоиздат, 1973 6 В соавторстве с Мухарским Э.Д.
57. Проектирование разработки нефтяных месторождений платформенного типа Ленинград: Недра, 1972 238 В соавторстве с Мухарским ЭД.
58. К методике согласования работы фонтанного лифта и продуктивного пласта в условиях нефтяных место- рождений с большим газовым факто- ром Азербайджанское нефтяное хо- зяйство, № 4. - Баку, 1972 4 В соавторстве с Батуриным Ю.Е., Карповым В.П., Рахмановым Р.Р.
59. Условия применения и эффектив- ность процесса последовательного на- гнетания газа и воды в пласты с вы- сокой неоднородностью Научный семинар. - Бумердес, Алжир, 1971 1 В соавторстве с Мальта X., Сургу- чевым М.Л., Блиновым А.Ф., Ба- туриным Ю.Е., Полянцевым И., Катаевым В.
Номер п/п Наименование трудов Название издания или журнала, номер и год Числр печатных страниц Примечание
60. О влиянии зональной неоднородности на дренирование пласта при различ- ных режимах его эксплуатации Научный семинар. - Бумердес, Алжир, 1971 1 В соавторстве с Хадаад Р., Сургу- чевым МЛ., Кукош Т.Г., Батури- ным Ю.Е., Полянцевым И.
61. Условия использования ограниченных ресурсов закачиваемого агента для обеспечения максимальной эффек- тивности разработки Научный семинар. - Бумердес, Алжир, 1971 2 В соавторстве с Малый X., Сургу- чевым МЛ., Блиновым А.Ф., По- лянцевым И., Карповым В.П.
62 Изучение закономерности обводнения скважин и выработки запасов нефти в ограниченной зоне однородного пла- ста Труды ТатНИПИнефть, вып. XXII. - Казань: Таткнигоиздат, 1973 6 В соавторстве с Соловьевой В.Н.
63. К оценке основных показателей раз- работки залежи в переходный период НТС нефть и газ Тюмени, № 15, 1972 3 В соавторстве с Кукош Т.Г., Бату- риным Ю.Е.
64. Об учете зональной и послойной не- однородности продуктивных пластов в вероятной динамической модели месторождения Труды ГипроТюменнефтегаз, вып. 30. - Тюмень, 1972 9 В соавторстве с Батуриным Ю.Е.
65. Формулы динамики разработки неф- тяной залежи В книге: Теоретические и экспе- риментальные проблемы рацио- нальной разработки нефтяных месторождений. Часть II. - Ка- зань. Изд-во КГУ, 1972 3
66. Ргосёбё d’exploitation de gisement de petrole ci zonessuivant le caracteristiques de roebe reservoir Патент Франции 25-6-1971 № 69.34156 9 В соавторстве с Грайфером В.И., Комаровым А.М., Мингареевым Р., Мухарским Э.Д.
67. Method for the development of oil fields having zonally non uniform col- lector properties Патент США 23 мая 1972 г., № 3,664,418 6 В соавторстве с Грайфером В.И., Комаровым А.И., Мингареевым Р.„ Мухаоским ЭЛ.
68 Методика определения эффектив- ности мероприятий но увеличению интенсивности разработки и повыше- нию нефтеотдачи месторождений В книге: Вопросы интенсифи- кации разработки и увеличения нефтеотдачи нефтяных месторо- ждений Татарии. - Казань: Тат- книгоиздат, 1972 9
69. Вопросы рациональной системы сбо- ра и транспорта нефти на промыслах ТатАССР Нефтяное хозяйство, № 7, 1967 5 В соавторстве с Вахитовым Г. Г., Грайфером В.И., Троновым В.П., Мухарским Э.Д., Слепян И.Т.
70. Избирательная система разработки нефтяных месторождений примени- тельно к условиям Татарин В книге. Вопросы интенсифи- кации разработки и увеличения нефтеотдачи нефтяных месторо- ждений Татарии. - Казань: Тат- книгоиздат, 1972 12 В соавторстве с Валихановым А.В., Вахитовым Г.Г., Владимиро- вым В.Т., Грайфером В.И., Ивано- вым В.И., Комаровым А.И., Мин- гареевым Р., Муслимовым Р.Х., Мухарским Э.Д.
71. Влияние геолого-физических и тех- нологических условий разработки нефтяных пластов с подошвенной во- дой на обводненность продукции скважин Труды ТатНИПИнефть, вып. XXIV. - Казань, 1973 12 В соавторстве с Князевым С.В.
72. Заводнение нефтяной зоны за мало- проницаемым барьером Труды ТатНИПИнефть, вып. XXIV. - Казань, 1973 6 В соавторстве с Князевым С.В.
73. Расчет отбора нефти В книге: Вопросы интенсифи- кации процессов добычи нефти и совершенствования технологии. - Казань: Таткнигоиздат, 1973 11 В соавторстве с Муслимовым Р.Х., Мухарским Э.Д.
74. Освоение и эксплуатация нефтяных месторождений Татарии Казань: Таткнигоиздат, 1973 206 В соавторстве с Муслимовым Р.Х., Валихановым А.В., Максуто- вым Р.А., Мухарским Э.Д., Султа- новым С.
75. Method for the development of oil fields Канадский патент № 939260 от 01.01.1974 И В соавторстве с Грайфером В.И., Комаровым А.И., Мингареевым Р., Мухарским Э.Д.
о Продолжение
Номер п/п Наименование трудов Название издания или журнала, номер и год Число печатных страниц Примечание
76. Формула дебита системы скважин В сборнике: Проблемы нефти и газа Тюмени, № 18, 1973 3
77. Формулы для расчета процесса разра- ботки нефтяной залежи В сборнике: Проблемы нефти и газа Тюмени, № 20, 1973 5
78. Влияние прерывистости нефтяного пласта на его коэффициент нефтеот- дачи Труды ТатНИПИнефть, вып. XXIV. - Казань, 1974 6 В соавторстве с Соловьевой В.Н.
79. Обобщенная формула дебита скважин Труды ТатНИПИнефть, вып. XXIV, г. Казань, 1974 8 В соавторстве с Газимовой Г.Г.
80. К расчету циклической разработки нефтяных пластов Труды ТатНИПИнефть, вып. XXIV. - Казань, 1974 10 В соавторстве с Киреевым Ш.Г., Буториным О.И.
81. Формулы динамики дебита нефти группы залежей, различающихся по проницаемости продуктивных пластов В сборнике: Проблемы нефти и газа Тюмени, № 23, 1974 3
82. К расчету экономических показателей разработки нефтяных месторождений В сборнике: Проблемы нефти и газа Тюмени, № 23, 1974 2 В соавторстве с Князевым С.В., Фазлыевым Р.Т.
83. Расчет дебита скважин при избира- тельном заводнении Нефтяное хозяйство, № 6, 1974 4 В соавторстве с Газимовой Г.Г.
84. Освоение избирательной системы за- воднения на Восточно-Лениногорской площади Ромашкинского месторож- дения Нефтяное хозяйство. № 12, 1974 4 В соавторстве с Муслимовым Р.Х., Киреевым Ш.Г.
85. Эффективность стационарного элек- тропрогрева забоя эксплуатационных скважин при высокой вязкости нефти Нефтепромысловое дело, № 4, 1975 3 В соавторстве с Соловьевой В.Н., Куванышевым У.П.
86. Способ разработки нефтяных залежей Изобретение, авт.св. № 468528 5 В соавторстве с Князевым С.В., Муслимовым Р.Х., Мухарс- ким Э.Д., Орлинским Б., Султано- вым С.
87 Проектирование интенсивных систем разработки нефтяных месторождений Недра, М., 1975 175 В соавторстве с Мухарским Э.Д.
88. Способ разработки залежей нефти Изобретение, авт.св. № 495927 4 В соавторстве с Батуриным Ю.Е., Ефремовым Е.П., Праведнике- вым Н.К.
89. Определение послойной неоднородно- сти продуктивного пласта по резуль- татам закачки меченой жидкости Труды ТатНИПИнефть, вып. XXX. - Казань, 1975 6 В соавторстве с Коряковцевым А.
90. Экспериментальное исследование движения жидкости между скважина- ми в однородном пласте Труды ТатНИПИнефть, выл. XXX. - Казань, 1975 6 В соавторстве с Буториным О.И., Соловьевой В.Н.
91. Влияние формы контура питания на дебит скважин Труды ТатНИПИнефть, вып. XXX, Казань, 1975 3 В соавторстве с Нуреевой Р.Ш.
92. Рациональное сочетание двух квад- ратных сеток скважин В сборнике: Проблемы нефти и газа Тюмени, № 28, 1975 2
93. К расчету производительности высо- копродуктивных пластов при избира- тельном заводнении В сборнике: Проблемы нефти и газа Тюмени, № 29, 1976 4
94. Критерии целесообразности примене- ния различных видов заводнения в зависимости от геолого-физических условий В сборнике: Пути дальнейшего совершенствования систем раз- работки нефтяных месторожде- ний с заводнением. - Альме- тьевск, 1976 13 В соавторстве с Вахитовым Г.Г., Мухарским Э.Д., Саттаровым М., Губановым А.И.
95. Регулирование процесса разработки многопластовых залежей нефти с по- дошвенной водой В сборнике: Регулирование про- цессов эксплуатации нефтяных залежей. - М., 1974 7 В соавторстве с Орлинским Б., Князевым С.В., Мухарским Э.Д.
© Продолжение
Номер п/п Наименование трудов Название издания или журнала, номер и год Число печатных страниц Примечание
96. Оценка эффективности мероприятий по совершенствованию системы раз- работки Ромашкинского и Ново-Ел- ховского нефтяных месторождений В сборнике: Регулирование про- цессов эксплуатации нефтяных залежей. - М., 1974 6 В соавторстве с Муслимовым Р.Х., Мухарским Э.Д., Хаммадаевым Ф.
97. К проблеме стабильной добычи нефти В сборнике: Проблемы нефти и газа Тюмени, № 30, 1976 2
98. Влияние начального ВНК на обвод- нение залежи нефти В сборнике: Проблемы нефти и газа Тюмени, № 30, 1976 2 В соавторстве с Батуриным Ю.Е.
99. Регулирование процесса разработки многопластовых залежей нефти с по- дошвенной водой В сборнике: Регулирование про- цессов эксплуатации нефтяных залежей. - М.: Наука, 1976 10 В соавторстве с Орлинским Б., Князевым С.В., Мухарским ЭД.
100 Прогнозирование и оптимизация раз работки большой группы нефтяных залежей Казань: Таткнигоиздат, 1976 144 В соавторстве с Булгаковым Р.Т., Мухарским Э.Д.
101. Избирательное заводнение - способ разработки зонально неоднородных по коллекторским свойствам залежей нефти ВДНХ СССР, 1976 12 В соавторстве с Грайфером В.И., Комаровым А.И., Мингарее- вым Р.Ш., Мухарским ЭД.
102. Особенности проектирования разра- ботки месторождений Татарии, со- держащих аномальную нефть Тезисы докладов на Всесоюзном совещании по применению неньютоновских систем в нефте- добыче. - М.: НТО НГП, 1977 2 В соавторстве с Буториным О.И.
103. Методика автоматизированного рас- чета проектных показателей разработ- ки нефтяной залежи НТС «Автоматизация и телеме- ханизация нефтяной промыш- ленности», вып. 2. - М.: ВНИИОЭНГ, 1977 3 В соавторстве с Вахитовым Г. Г., Буториным О.И., Коваленко Ю.М., Тимофеевым Н„ Булгаковым Р.Т.
104. Проектирование и результаты приме- нения избирательной системы завод- нения нефтяных месторождений Тезисы докладов Советско- франко-румынского симпозиума по разработке нефтяных место- рождений и методам увеличения нефтеотдачи. - М.: МНП, 1977 2 В соавторстве с Вахитовым Г.Г., Мухарским Э.Д., Владимиро- вым В.Т.
105. Проектирование разработки нефтяных месторождений при применении но- вых методов повышения нефтеотдачи нефтяных пластов Информационный листок № 220-77. Татарский ЦНТИ. - Казань, 1977 3 В соавторстве с Буториным О.И.
106. Выбор нагнетательных скважин для нефтяных пластов с подвижной водой В сборнике: Проблемы нефти и газа Тюмени, № 34, 1977 4
107. Оптимизация разработки нефтяных месторождений Татарии и увязки с развитием отрасли В сборнике: Обобщение опыта разработки нефтяных месторож- дений при заводнении. Часть II. - М.: ВНИИОЭНГ, 1977 И В соавторстве с Булгаковым Р.Т., Буториным О.И., Мухарским ЭД.
108. О влиянии различия вязкости нефти и воды на их отборы Труды ТатНИПИнефть, вып. XXXVI. - Бугульма, 1977 5 В соавторстве с Кешелава Т.
109. Дифференцированное разбуривание залежей верхнетурнайского подъяруса Ново-Елховского месторождения Труды ТатНИПИнефть, вып. XXXVI. - Бугульма, 1977 7 В соавторстве с Владимиро- вым В.Т.
110. Учет ограниченной продолжительно- сти существования скважин Труды ТатНИПИнефть, вып. XXXVI. - Бугульма, 1977 5
111. Исследование фильтрации жидкости в зонально неоднородном пласте Нефтяное хозяйство, №11, 1977 3 В соавторстве с Буториным О.И., Просвиркиной Л.В.
112. Учет нестационарности при измене- нии воздействия на нефтяные пласты В сборнике: Проблемы нефти и газа Тюмени, № 36, 1977 3
113. Основные направления по решению проблем выработки запасов вязкой нефти в терригенных отложениях В сборнике: Проблемы нефтеот дачи пластов на месторождениях Татарии. - Альметьевск, 1978 4 В соавторстве с Буториным О.И , Мухарским Э.Д., Соловьевой В.Н.
114. Выбор эксплуатационного объекта В сборнике: Проблемы нефти и газа Тюмени, № 39, 1978 3
е Продолжение
Номер п/п Наименование трудов Название издания или журнала, номер и год Число печатных страниц Примечание
115. Обоснование формулы дебита сква- жин при рассредоточенном заводне- нии В сборнике: Проблемы нефти и газа Тюмени, № 40, 1978 4
116. Об управлении разработкой нефтяной залежи В сборнике: Тезисы докладов IV Всесоюзного совещания по уп- равлению многосвязными систе- мами. - М., АН СССР, институт проблем управления, 1978 2
117. Распределение скважин по дебиту Нефтяное хозяйство, № 10, 1978 4 В соавторстве с Буториным О.И., Газимовой Г. Г.
118. Влияние стационарного электронагре- ва забоя добывающих скважин на нефтеотдачу неоднородных пластов РНТС Нефтепромысловое дело, № 6, 1978 4 В соавторстве с Буториным О.И.
119. Ввод в разработку высокообводнен- ных участков нефтяной залежи РНТС Нефтепромысловое дело, № 3, 1979 2 В соавторстве с Шавалиевым А.М.
120. Влияние стационарного электронагре- ва забоя скважин Нефтепромысловое дело. № 1, 1980 3 В соавторстве с Буториным О.И.
121. О закономерности изменения дебита нефтяной залежи Труды ТатНИПИнефть, вып. XXXVIII. - Бугульма, 1978 10
122. Управление разработкой крупной нефтяной залежи В сборнике: Проблемы нефти и газа Тюмени, № 43, 1979 4
123. О рациональном забойном давлении эксплуатационных скважин В сборнике: Проблемы нефти и газа Тюмени. № 44, 1978 3
124. Рациональное снижение забойного давления эксплуатационных скважин Труды ТатНИПИнефть, вып. XI. - Бугульма, 1979 3
125. Метод определения извлекаемых за- пасов нефти по результатам эксплуа- тации нефтяной залежи Труды ТатНИПИнефть, вып. XI. - Бугульма, 1979 4 В соавторстве с Шавалиевым А.М.
126. Учет зависимости коэффициента про- дуктивности скважины от забойного давления Нефтяное хозяйство, № 8, 1980 4 В соавторстве с Буториным О.И., Шавалиевым А.М.
127. Выбор схемы площадного воздейст- вия В сборнике: Проблемы нефти и газа Тюмени, № 46, 1980 4
128. Определение рационального уровня забойного давления в добывающих скважинах месторождения Узень РНТС Нефтепромысловое дело, № 7, 1980 4 В соавторстве с Апакаевым Ж., Дорофеевым В.И, Ильяевым В.И., Огай Е.К.
129. К обоснованию рационального значе- ния забойного давления в добываю- щих скважинах Труды КазНИПИнефть, вып. 7. - Грозный, 1980 5 В соавторстве с Апакаевым Ж., Дорофеевым В.И., Ильяевым В.И., Огай Е.К.
130. Состояние и перспективы разработки нефтяных месторождений В книге: Нефть Мангышлака. - Алма-Ата. Наука, 1981, с. 77-114 37 В соавторстве с Огай Е.К.
131. Обоснование эксплуатационных объ- ектов при проектировании разработки многопластовых нефтяных месторождений Геология нефти и газа, № 6, 1981, с.56-59 4
132. Выбор плотности сетки скважин Нефтяное хозяйство, № 8, 1981, с. 29-32 4
133. Опыт размещения резервного фонда скважин на примере XII горизонта месторождения Жстыбай Нефтепромысловое дело, № 10, 1981, с. 20-22 3 В соавторстве с Лсйбиным Э.Л., Ермековым А.К., Ваславским А.Ф., Саввиным К.Ф.
134. Влияние непроницаемого барьера на дебиты скважин Нефтяное хозяйство, № 12, 1981, с. 36-39 4 В соавторстве с Буториным О.И., Просвиркиной Л.В.
135. Формула для расчета разработки неф- тяной залежи при режиме истощения Труды КазНИПИнефть, вып. 8. - Грозный, 1981, с. 42-45 4
136. Определение основных параметров нефтяной залежи по результатам пре- дыдущего периода эксплуатации Труды ТатНИПИнефть, вып. 46. - Бугульма, 1981, с. 26-30 5
137. К обоснованию закона снижения де- бита нефтяной залежи В сборнике: Проблемы нефти и газа Тюмени, № 53, 1982, с. 40- 43 4
Й Продолжение
Номер п/п Наименование трудов Название издания или журнала, номер и год Число печатных страниц Примечание
138. Расчет динамики добычи нефти для пластов пониженной неоднородности Труды КазНИПИнефть, вып. 9. - Грозный, 1982, с. 30-34 5
139. Критерий обоснования выделения эксплуатационных объектов Усовершенствование методов изучения месторождений с целью увеличения нефтегазоотдачи пла- стов, Губкинские чтения. - М.: Недра, 1982, с. 17-20 4
140. Определение неравномерности вытес- нения нефти агентом в эксплуатаци- онную скважину Труды КазНИПИнефть, вып. 10. - Грозный, 1983, с. 27-30 4
141. Определение основных параметров пластов по данным эксплуатации скважин В сборнике: Проблемы нефти и газа Тюмени, № 60, 1983, с. 31- 35 5
142. Выделение эксплуатационных объек- тов на многопластовом нефтяном ме- сторождении Труды КазНИПИнефть, вып. И. - Грозный, 1984, с. 29-35 7
143. Уравнения разработки нефтяной за- лежи • В сборнике: Всесоюзный семинар «Современные проблемы и мате- матические методы теории фильтрации». Тезисы докладов. - М.: АН СССР, Институт про- блем механики, 1984, с. 74-75 2
144. О сокращении числа простаивающих скважин в объединении «Мангыгп лакнефть» Нефтяное хозяйство, № 3, 1985 2 В соавторстве с Дергачевым А., Джаламановым К.Д., Лейби- ным Э.Л., Будниковым В., Дияро- вым Д.О.
145. Уравнения разработки нефтяной за- лежи Вестник, АН КазССР, № 4, 1985, с. 61-66 5
146. Система формул динамики разработ- ки нефтяной залежи В сборнике: Проблемы развития Западно-Сибирского топливно- энергетического комплекса, вып. 64, 1984, с. 37-40 4
147. Проблема разработки низкопроницае- мых нефтяных пластов Нефтяное хозяйство, № 8, 1985, с. 22-25 3
148 Аналитическая методика проектиро- вания разработки нефтяного место- рождения Труды КазНИПИнефть, вып. 12. - Грозный, 1985, с. 3-9 7
149. КазПИПИнефть научный центр на Мангышлаке Нефтяник, № 3, 1985, с. 9-10 2
150. Системная оптимизация разработки нефтяного месторождения Труды КазНИПИнефть, вып. 13. - Грозный, 1986, с. 19-26 8
151. Принципы избирательности при раз- работке нефтяных месторождений Труды КазНИПИнефть, вып. 14. - Грозный, 1987, с. 18-21, 4
152. Проектирование разработки нефтяных месторождений М., Недра, 1987 247 с.
153. Повышение нефтеотдачи пластов при заводнении с оторочкой газа Нефтяное хозяйство, № 2, 1988, с. 28-32 5
154. О выборе оптимальной долговечности скважин Труды КазНИПИнефть, вып. 15. - Грозный, 1988, с. 26-32 7
155. Гидродинамические методы повыше- ния нефтеотдачи на месторождениях высоковязкой нефти Нефтяное хозяйство, № 1, 1989, с. 36-38 3
156. О точности проектирования разработ- ки нефтяной залежи Нефтяник, № 4, 1989, с. 25-26 2
157. Применение чередующейся закачки воды и высоковязкой нефти для раз- работки месторождений Нефтяное хозяйство, № 5, 1989, с. 42-43 2 В соавторстве с Соловьевой В.Н.
158. Эффективная технология извлечения высоковяэкой нефти из недр Нефтяное хозяйство, № 7, 1989, с. 40 1
2 Продолжение
ко ____________
Номер п/п Наименование трудов Название издания или журнала, номер и год Число печатных страниц Примечание
159. Расчетная модель нефтяной залежи Азербайджанское нефтяное хо- зяйство, № 6, 1989, с. 6-8 3
160. Методы повышения нефтеотдачи не- однородных пластов В сборнике: Современные мето- ды увеличения нефтеотдачи пла- стов (краткие тезисы докла- дов). - Бугульма: МНГП и АН СССР, 1989, с. 45-46 2
161. О необходимости скоростного про- мышленного эксперимента по испы- танию проектируемой технологии по- вышения нефтеотдачи пластов В сборнике: Современные мето- ды увеличения нефтеотдачи пла- стов (краткие тезисы докла- дов). - Бугульма: МНГП и АН СССР, 1989, с. 53-54 2
162. Вытеснение из пластов высокопара- финистой нефти закачиваемой холод- ной водой Труды КазНИПИнефть, вып. 16. - Грозный, 1989, с. 26-31 6
163. О неэффективности совмещения скважин нескольких эксплуатацион- ных объектов Труды БашНИПИнефть, вып. 79. - Уфа, 1989, с. 19-24 6
164 Зависимость нефтеотдачи пластов от качества бурения скважин Нефтяник, № 9, 1990, с. 28-29 2
165. Трехрядная или девятиточечная схема заводнения нефтяных пластов Нефтяное хозяйство, № 8, 1990, с. 45-49 5
166. Совершенствование разработки неф- тяных месторождений Нефтяное хозяйство. № 10, 1990, с. 5-9 5
167. Оптимизация разработки малопродук- тивных неоднородных нефтяных пла- стов Труды КазНИПИнефть, вып. 17. - Грозный, 1990, с. 30-36 7
513
168. О рациональной продолжительности эксплуатации нефтяной залежи с аномально высоким давлением на ре- жиме истощения В сборнике: Разработка и экс- плуатация месторождений При- каспия. - М., 1990 3
169. Новый метод дал эффект Нефтяное хозяйство, № 3, 1991, с. 5-9 1 В соавторстве с Баймурадо- вым Н.К., Горюновым Д А., Кии- новым Л.К.
170 Аналитическая методика проектиро- вания разработки нефтяных месторо- ждений М.: ВНИИОЭНГ, 1991 70
171. Иерархия неоднородностей пласта и формулы динамики нефтяной залежи В сборнике: Методология сис- темного анализа проблем разра- ботки нефтяных и газовых ме- сторождений. - Пермь, 1986 1
172. Методы системной оптимизации разработки нефтяных месторождений В сборнике: Методология сис- темного анализа проблем разра- ботки нефтяных и газовых ме- сторождений. - Пермь, 1988 2
173. Структура технологического процесса разработки нефтяных пластов В сборнике: Методология сис- темного анализа проблем разра- ботки нефтяных и газовых ме- сторождений. - Пермь, 1989 1
174. О теории разработки нефтяных ме- сторождений В сборнике: Методология сис- темного анализа проблем разра- ботки нефтяных и газовых ме- сторождений. - Пермь, 1991 2
175. Методы оптимизации разработки нефтяных месторождений В сборнике:Научно-технические проблемы западного Казахста- на. - Алма-Ата, АН КазССР, 1991 1
2 Продолжение
Номер п/п Наименование трудов Название издания или журнала, номер и год Число печатных страниц Примечание
176 Интегральная оценка эффективности разработки залежи высоковязкой нефти при стационарной закачке пара В сборнике: Научно-технические проблемы западного Казахста- на. - Алма-Ата. АН КазССР, 1991, с. 26-27 1
177. О повышении нефтеотдачи месторож- дений высоковязкой нефти В сборнике: Всесоюзная конфе- ренция по проблемам комплекс- ного освоения природных биту- мов и высоковязких нефтей. - Казань, АН СССР, 1991 1
178 Экономически эффективная добыча высоковязкой нефти Нефтяное хозяйство, № 4, 1991 1
179. Экспресс-метод оценки эффективно- сти проектируемой стационарной за- качки пара (горячей воды) в нагнета- тельные скважины месторождения высоковязкой нефти Нефтяное хозяйство, № 4, 1991 1
180. Способ разработки залежей высоко- вязких углеводородов Изобретение. Авт. свид. № 596017 В соавторстве с Муслимовым Р.Х., Соловьевой В.Н., Хаммадее- вым Ф.М.
181. Способ добычи нефти Изобретение. Авт. свид. № 596018 В соавторстве с Вахитовым Г.Г., Князевым С.В., Муслимовым Р.Х., Мухарским Э.Д.
182. Способ добычи высоковязкой нефти Изобретение. Авт. свид. № 620103 В соавторстве с Муслимовым Р.Х., Соловьевой В.Н., Хаммадее- вым Ф.М.
183. Способ разработки залежи нефти Изобретение. Авт. свид. № 639296 В соавторстве с Соловьевой В.Н., Муслимовым Р.Х.
515
184. Способ разработки нефтяной залежи Изобретение. Авт. свид. № 661918 В соавторстве с Соловьевой В.Н., Муслимовым Р.Х.
185. Способ разработки нефтяного место- рождения Изобретение. Авт. свид. № 665518 В соавторстве с Соловьевой В.Н., Хаммадеевым Ф.М.
186. Способ разработки залежи нефти Изобретение. Авт. свид. № 697003 В соавторстве с Соловьевой В.Н.
187. Способ разработки залежи нефти Изобретение. Авт. свид. № 805683 В соавторстве с Соловьевой В.Н.
188. Способ разработки месторождения высоковязкой нефти Изобретение. Авт. свид. № 902529 В соавторстве с Соловьевой В.Н., Муслимовым Р.Х., Баздыре- вым А.А.
189. Способ разработки месторождения с высоковязкой нефтью Изобретение. Авт. свид. № 915505 В соавторстве с Соловьевой В.Н., Муслимовым Р.Х., Баздыре- вым А.А.
190. Способ разработки месторождения высоковязкой нефти, сложенного не- однородными по проницаемости пла- стами Изобретение. Авт. свид. № 1003582 В соавторстве с Соловьевой В.Н.
191. Способ разработки залежи высоко- вязкой нефти Изобретение. Авт. свид. № 1057678
192. Способ разработки нефтегазовой за- лежи Изобретение Авт. свид. В соавторстве с Маслянце- вым Ю.В.
193. Способ разработки нефтяной залежи Изобретение. Авт. свид. № 1156421 В соавторстве с Маслянце- вым Ю.В., Огаем Е.К.
194. Способ разработки многопластовой залежи с разнопроницаемыми пласта- ми с высокопарафинистой нефтью Изобретение. Авт.свид. № 1167922 В соавторстве с Дорофеевым В.И.
195. Способ разработки нефтяного место- рождения Изобретение. Авт. свид. № 1195717 В соавторстве с Муслимовым Р.Х., Соловьевой В.Н.
Продолжение
516
Номер п/п Наименование трудов Название издания или журнала, номер и год Число печатных страниц Примечание
196 Способ разработки нефтегазовой за- лежи Изобретение. Авт. свид. № 1480408 В соавторстве с Маслянце- вым Ю.В., Огаем Е.К., Дергаче- вым А., Соловьевой В.Н.
197. Способ разработки залежи высоко- вязкой нефти Изобретение. Авт. свид. № 1614564
198. Способ разработки нефтяной залежи Изобретение. Положительное решение от 20.09.91 по заявке № 4309896/63/146466
199. О соотношении затрат на разведку и разработку перспективных месторождений В сборнике: Фундаментальные проблемы нефтегазогеологиче- ской науки. Книга 2. - М.: ВНИИОЭНГ, 1990 8
200. Оценка эффективности горизонталь- ных скважин В сборнике: Разработка нефтега- зовых месторождений. - М.: ВНИИОЭНГ, № 1, 1991 8
201. КазНИПИнефть предлагает новые эффективные технологии Нефтяное хозяйство, № 9, 1991 1
202. Сила знания В сборнике: Разработка нефтегазовых месторождений. - М.: ВНИИОЭНГ, № 2, 1991 2
203. Методы оптимизации разработки нефтяных месторождений В сборнике: Разработка нефтега- зовых месторождений. - М.: ВНИИОЭНГ, № 2, 1991 5
204. О разгазировании нефти без дегаза- ции В сборнике: Разработка нефтегазовых месторождений. - М.: ВНИИОЭНГ, № 2, 1991 8
205. Оптимизация разработки нефтяных месторождений М.: Недра, 1991 296
206. Попытка дать ответы на жизненно важные вопросы В сборнике: Разработка нефтега- зовых месторождений. - М.: ВНИИОЭНГ, № 3, 1991 3
207. Экспресс-метод оценки эффективно- сти закачки пара В сборнике: Разработка нефтега- зовых месторождений. - М.: ВНИИОЭНГ, № 3, 1991 8
208. Переход от количества к качеству В сборнике: Разработка нефтега- зовых месторождений. - М.: ВНИИОЭНГ, № 3, 1991 8
209. О точности проектирования и осуще- ствления разработки нефтяных ме- сторождении В сборнике: Разработка нефтега- зовых месторождений. - М.: ВНИИОЭНГ, № 1, 1992 5
210. Перспективы совершенствования раз- работки нефтяных месторождений Казахстана В сборнике: Научно- техниче- ский прогресс и экология (тези- сы докладов). - Актау, 1992. Часть 1 1
211. Экологически и экономически эффек- тивные методы разработки нефтяных месторождений высоковязкой нефти В сборнике: Научно-технический прогресс и экология (тезисы док- ладов). Актау, 1992. Часть 2 1
212. О необходимости скоростных промы- словых экспериментов по испытанию проектируемой технологии вытесне- ния нефти В сборнике: Современные мето- ды увеличения нефтеотдачи пла- стов. - М.: Наука, 1992, с. 52-57 6
213. Сколько надо информации? В сборнике: Разработка нефтега- зовых месторождений. - М.: ВНИИОЭНГ, № 2, 1992 2
214. Расчет вытеснения высоковязкой нефти горячей водой В сборнике: Разработка нефтега- зовых месторождений. - М.: ВНИИОЭНГ, № 2, 1992 10
Ji! Продолжение
Номер п/п Наименование трудов Название издания или журнала, номер и год Число печатных страниц Примечание
215. Время компенсации отбора нефти по добывающей скважине при повыше- нии забойного давления до давления насыщения В сборнике: Разработка нефтега- зовых месторождений. - М.: ВНИИОЭНГ, № 2, 1992 3
216. Эффективные технологии для разра- ботки месторождений высоковязкой нефти Тезисы. Казахстанско-Амери- канский симпозиум «Нефть и газ*. Ноябрь 1992, Алма-Ата 2
217. Новые технологии В сборнике: Разработка нефтега- зовых месторождений. - М.: ВНИИОЭНГ, № 3, 1992 1
218. О фактической точности определения обводненности скважины В сборнике: Разработка нефтега- зовых месторождений. - М.: ВНИИОЭНГ. № 3, 1992 4
219. Фактические забойные давления до- бывающих скважин В сборнике. Разработка нефтега- зовых месторождений. - М.: ВНИИОЭНГ, № 3, 1992 5
220. Потери при работе групп скважин в общие выкидные линии • В сборнике: Разработка нефтега- зовых месторождений. - М.: ВНИИОЭНГ, № 3, 1992 4
221. Новое в науке В сборнике: Разработка нефте- газовых месторождений - М.: ВНИИОЭНГ, № 4, 1992 2
222. Время компенсации при разработке нефтяной залежи В сборнике: Разработка нефте- газовых месторождений - М : ВНИИОЭНГ, № 4, 1992 8
223. Оценка применения полимерного за- воднения на месторождении Каламкас В сборнике: Разработка нефтега- зовых месторождений. - М.: ВНИИОЭНГ, № 4, 1992 4
224. Оценка эффективности стационарной закачки пара (горячей воды) на ме- сторождении высоковязкой нефти В сборнике: Разработка нефтега- зовых месторождений. - М.: ВНИИОЭНГ, № 4, 1992 1
225. Проблемы разработки нефтяных ме- сторождений Казахстана В сборнике: Геология, геофизика и разработка нефтяных месторо- ждений. - М.: ВНИИОЭНГ, № 2,1993 5
226. Using hydrodynamics in increased re- covery of highviscosity oil Oil and Gas Russia. Vol. 2, Num- ber 1, Spring 1993 4
227. Новое и старое В сборнике: Разработка нефтега- зовых месторождений. - М.: ВНИИОЭНГ, № 1, 1993 2
228. Разновременный ввод в эксплуатацию нефтяных пластов В сборнике: Разработка нефтега- зовых месторождений. - М.: ВНИИОЭНГ, № 1, 1993 6
229. Зависимость коэффициента продук- тивности скважины от ее забойного давления В сборнике: Разработка нефтега- зовых месторождений. - М.: ВНИИОЭНГ, № 1, 1993 8
230 Проблема управления В сборнике: Разработка нефте- газовых месторождений. - М.: ВНИИОЭНГ, № 2, 1993 1
231. Программа возрождения месторожде- ния То же 7
232. Увеличение добычи нефти при режи- ме постоянных отборов жидкости В сборнике: Разработка нефте- газовых месторождений. - М.: ВНИИОЭНГ, № 2, 1993 9
233. Модель нефтяного пласта Нефтепромысловое дело. № 5, 1993 4
234. О методах повышения нефтеотдачи неоднородных нефтяных пластов Нефтепромысловое дело. № 6-7, 1993 3
Номер п/п Наименование трудов Название издания или журнала, номер и год Чи<;.ло печатных страниц Примечание
235. Опорные звенья теории разработки нефтяных месторождений Энергетика и топливные ресурсы Казахстана. № 1, 1993 5
236. Эффективные технологии разработки месторождений высоковязкой нефти Энергетика и топливные ресурсы Казахстана. № 3, 1993 6
237. Новая технология разработки место- рождений высоковязкой нефти • Нефтяное хозяйство. № 10, 1993 1
238. Потери дебита нефти Нефтяное хозяйство. № 1, 1994 4
239. О модели нефтяного пласта В сборнике: Разработка нефте- газовых месторождений. - М.: ВНИИОЭНГ, № 3, 1993 5
240. Случайность и неслучайность То же 5
241. Потери запасов нефти при хаотиче- ском разрежении сетки скважин » 8
242. Теория разработки нефтяных месторождений М.: Недра, 1993 312
243. Феномен Узени В сборнике: Разработка нефтега- зовых месторождений. - М.: ВНИИОЭНГ, № 4, 1993 1
244. Определение фактической долговеч- ности скважин То же 3
245. О необходимости точного определе- ния обводненности жидкости по до- бывающим скважинам » 6
246. Эффективность закачки порций неф- ти в нагнетательные скважины-об- воднительницы В сборнике: Разработка нефте- газовых месторождений. - М.: ВНИИОЭНГ, № 4, 1993 4 В соавторстве с Радайкиной З.В., Тулешевым К.Т.
17 — 857 521
247. Трудная нефть Каламкаса Огни Мангышлака. 09.09.79 г. - г. Шевченко 0,3 печ. л.
248. Эффект поиска Огни Мангышлака. 16.10.80 г. - г. Шевченко 0,3 печ. л.
249. Информация и нефтеотдача Огни Мангышлака. 09.09.79 г. - г. Шевченко 0,3 печ. л.
250. Место в перестройке Казахстанская правда 27.09.87 г. - Алма-Ата 0,2 печ. л.
251. Узень: месторождение можно возро- дить Местное время, 24.05.94 г. - Ак- тау 0,3 печ. л.
252. Способ разработки нефтяной залежи Патент СССР № 1796013 В соавторстве с Баймурадо- вым Н.К., Горюновым Д.А., Кли- новым Л.К,
253. Способ разработки залежи высоко- вязкой нефти Патент СССР № 1828494 В соавторстве с Джуламано- вым К.Д.
254. Способ разработки залежи высоко- вязкой нефти Патент СССР № 2009313 В соавторстве с Соловьевой В.Н.
255. Об эффективности закачки порций нефти в нагнетательные скважины обводнительницы В сборнике: Проблемы освоения трудноизвлекаемых запасов неф- ти и природных битумов (добыча и переработка). Тезисы докладов. 4-8 октября 1994 г., г. Казань 1 В соавторстве с Радайкиной З.В., Тулешевым К.Т.
256. Сложности разработки Талинского месторождения Нефтяное хозяйство. № 5/6, 1995 3 В соавторстве с Григорьевой В.А., Ивановой М.М., Чариковым В.Ф.
257. О прогнозировании кровли пласта В сборнике: Геология, геофизика и разработка нефтяных месторо- ждений - М.: ВНИИОЭНГ, № 10, 1993 3 В соавторстве с Козловой Т.В.
258. Способ разработки залежи высоко- вязкой нефти Патент Казахстана, авт. свид. № 1934 9 В соавторстве с Соловьевой В.Н.
522
Продолжение
Номер п/п Наименование трудов Название издания или журнала, номер и год Число печатных страниц Примечание
259. Способ разработки нефтяной залежи Патент Казахстана, авт. свид. № 599 . 2 В соавторстве с Баймурадо- вым Н.К., Горюновым Д.Л., Кии- новым Л.К.
260. Способ разработки залежи высоко- вязкой нефгги Патент Казахстана, авт. свид. № 1621 3 В соавторстве с Джуламано- вым К.Д.
261. Способ разработки залежи высоко- вязкой нефти Патент Казахстана, авт. свид. № 297 2
262. Способ разработки нефтяного место- рождения Патент Казахстана, авт. свид. № 600 4 В соавторстве с Муслимовым Р.Х., Соловьевой B.II.
263. Способ разработки нефтяной залежи Патент России, авт. свид. № 2053351 5 В соавторстве с Джуламано- вым К.Д., Симоновым ВА, Туле- шевым К.Т., Козловой Т.В., РадаЙ- киной З.В.
264. Определение рациональной плотности сетки скважин В сборнике: Геология, геофизика и разработка нефтяных месторо- ждений - М.: ВНИИОЭНГ, № 3, 1994 4
265. Когда режим истощения лучше ре- жима заводнения В сборнике: Геология, геофизика и разработка нефтяных месторо- ждений. - М.: ВНИИОЭНГ, № И, 1994 4
266. Проблемы проектирования разработ- ки нефтяных месторождений М.: ВНИИОЭНГ, 1994 91
267. Проблемы контроля и регулирования разработки нефтяных месторождений Нефтепромысловое дело. № 7-8, 1994 5
268. Формула дебита скважины-елки Нефтепромысловое дело. № 1, 1995 3
269 О форсированном отборе жидкости Нефтяное хозяйство. № 1-2, 1995 7
270. К расчету нефтеотдачи по залежи аномальной нефти В сборнике: Геология, геофизика и разработка нефтяных месторо- ждений. - М.: ВНИИОЭНГ, № 2, 1995 7
271. Адаптивная система разработки неф- тяных месторождений Разработка нефтяных и нефтега- зовых месторождений. Состоя- ние, проблемы и пути их реше- ния. Тезисы докладов. - М.: РМНТК Нефтеотдача, 1995 3
272. Проектирование разработки нефтяной залежи В сборнике: Геология, геофизика и разработка нефтяных месторо- ждений - М.: ВНИИОЭНГ, № 6, 1995 10
273. О штуцировании скважин Нефтяное хозяйство. № 9, 1995 3
274. Метод оценки фактической нефтеот- дачи пластов В сборнике: Геология, геофизика и разработка нефтяных месторо- ждений. - М.: ВНИИОЭНГ, № 8, 1995 5
275. Влияние налогов на эффективность разработки нефтяной залежи Нефтяное хозяйство. № 3, 1996 3
276. Обоснование новой технологии В сборнике: Геология, геофизика и разработка нефтяных месторо- ждений - М.: ВНИИОЭНГ, № 1, 1996 6
277. О выключении скважин из работы Нефтепромысловое дело. № 11-12, 1995 3
278. Оценка возможной нефтеотдачи по ос- новному объекту Ромашкинского место- рождения - горизонтам Д1 и До Нефтепромысловое дело. № 3-4, 1996 6
Й Продолжение
Номер п/п Наименование трудов Название издания или журнала, номер и год Число печатных страниц Примечание
279. Фундаментальная проблема теории разработки нефтяных месторождений В сборнике: Геология, геофизика и разработка нефтяных месторо- ждений. - М: ВНИИОЭНГ, № 6, 1996 4
280. Применение плунжерных насосов при заводнении нефтяных месторождений Нефтяное хозяйство. № 5, 1996 2
281. Разработка нефтяных месторождений. Теория и практика М.: Недра, 1996 367
282. Адаптивная система разработки неф- тяных месторождений Нефтяное хозяйство. № 7, 1996 3
283. Когда режим истощения эффективнее режима заводнения Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового ком- плекса. Сборник докладов. - М., 1996 5
284. Решение обратных задач проектиро- вания разработки нефтяных месторо- ждений XIV Губкинские чтения. Тезисы докладов. - М.: ГАНГ, 1996 1
285. Адаптивная система разработки неф- тяных месторождений В книге: «Разработка нефтяных н нефтегазовых месторождений. Состояние, проблемы и пути их решения». Материалы совеща- ния. - М.: ВНИИОЭНГ, 1966 9
286. О прогнозировании кровли пласта В сборнике: Геология, геофизика и разработка нефтяных месторо- ждений. - М.: ВНИИОЭНГ, № 10, 1996 4 В соавторстве с Козловой Т.В.
287. Исследования вопросов разработки Талинского месторождения В книге: Особенности разработки месторождений с трудноизвле- каемыми запасами нефти (на примере Талинского месторож- дения). - М.: ВНИИОЭНГ, 1996 19
288. О геологическом и гидродинамиче- ском моделировании при проектиро- вании разработки нефтяных пластов В сборнике: Геология, геофизика и разработка нефтяных месторо- ждений. - М.: ВНИИОЭНГ, № И,1996 3
289 О точности расчетов и резервирова- нии Нефтепромысловое дело. №11, 1996 3
290. О неточности применения некоторых математических моделей нефтяных пластов Нефтепромысловое дело. № 12, 1996 3
291. Проблемы разработки нефтяных ме- сторождений горизонтальными сква- жинами Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового ком- плекса России. Тезисы докладов. Секция 2. - М.: ГАНГ, 1997 1
292. Об эффективности скважины-елки Нефтяное хозяйство. № 3, 1997 3
293. Проблемы разработки нефтяных ме- сторождений горизонтальными сква- жинами Нефтяное хозяйство. № 7, 1997 6
294. Формула дебита горизонтальной скважины Нефтепромысловое дело. № 1, 1997 3 В соавторстве с Козловой Т.В.
295. Адаптивная математическая модель разработки нефтяной залежи Нефтепромысловое дело. № 4-5, 1997 3
296. К вопросу применения некоторых математических моделей В сборнике: Геология, геофизика и разработка нефтяных месторо- ждений. - М.: ВНИИОЭНГ, № 5, 1997 2
297. Горизонтальные скважины для много- слойных нефтяных пластов Горизонтальные скважины Тези- сы докладов. - М.: ГАНГ, 1997 2
Номер п/п Наименование трудов Название издания или журнала, номер и год Число печатных страниц Примечание
298. Классификация нефтяных месторож- дений и проблема использования ре- зерва производительности Нефтепромысловое дело. № 10-11, 1997
299. Важнейшие проблемы теории и прак- тики разработки нефтяных месторож- дений В сборнике: Геология, геофизика и разработка нефтяных месторо- ждений. - М.: ВНИИОЭНГ, № 10, 1997
300. К расчету дебита горизонтальных скважин Нефтепромысловое дело. № 6-7,' 1997 В соавторстве с Козловой Т.В.
301. Критерий рациональности разработки Нефтяное хозяйство. № 1, 1998 5
302. Определение продуктивности мало- продуктивных пластов Нефтепромысловое дело. № 2, 1998 7
303. О контроле точности математических (детерминированных) моделей разра- ботки нефтяных месторождений В сборнике: Геология, геофизика и разраобтка нефтяных месторо- ждений. - М.: ВНИИОЭНГ, № 3, 1998 3
304. Формула дебита вертикально- горизонтальной скважины Нефтепромысловое дело. № 3, 1998 5
305. Адаптивная математическая модель разработки нефтяного месторождения Нефтепромысловое дело. № 9- 10, 1998 7
306. Инновационная система разработки малопродуктивных многопластовых месторождений нефти АО РИТЭК Нефтепромысловое дело. № 9- 10, 1998 3 В соавторстве с Грайфером В.И., Мухарским Э.Д.
307. О повышении давления нагнетания и повышении пластового давления Нефтепромысловое дело. № 9- 10, 1998 9
527
308. Инновационная система АО РИТЭК для разработки малопродуктивных многопластовых месторождений с вы- соковязкой нефтью В сборнике: Опыт разведки и разработки Ромашкинского и других крупных нефтяных ме- сторождений Волго-Камского ре- гиона. - Казань: Новое знание, 1998 5 В соавторстве с Грайфером В.И., Мухарским Э.Д.
309 Критерий рациональности разработки нефтяного месторождения В сборнике: Опыт разведки и разработки Ромашкинского и других крупных нефтяных ме- сторождений Вол го-Камского ре- гиона. - Казань: Новое знание, 1998 2
310. Адаптивная математическая модель разработки нефтяного месторождения В сборнике: Опыт разведки и разработки Ромашкинского и других крупных нефтяных ме- сторождений Волго-Камского ре- гиона. - Казань: Новое знание, 1998 2
311. Экономические проблемы проектиро- вания рациональной разработки неф- тяной залежи Нефтяное хозяйство. № 9-10, 1998 5
312. Учет аварийного выбытия скважин при проектировании разработки неф- тяных месторождений Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового ком- плекса России. Тезисы докладов РГУ нефти и газа. - М., 1999 2
313. О применимости характеристик вы- теснения нефти водой для залежей высоковязкой нефти Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового ком- плекса России, Тезисы докладов РГУ нефти и газа. - М., 1999 2 В соавторстве с Кушеровой Л.Е., Палием А.О.
314. Эффект повышения вязкости вытес- няющего агента Наука и технология углеводоро- дов. № 1, 1999 2
315. Вместе или раздельно? Нефтяное хозяйство. № 1, 1999 5
Й Продолжение
Номер п/п Наименование трудов Название издания или журнала, номер и год Число печатных страниц Примечание
316. В настоящее время Государственная комиссия по запасам полезных ископаемых (ГКЗ) Нефтяное хозяйство. № 2, 1999, стр. 11-12 2
317. Пути повышения эффективности разработки нефтяных месторождений Вопросы проектирования и раз- работки нефтяных месторожде- ний. Тезисы докладов. - М.: Минтопэнерго, 1999 2 В соавторстве с Грайфером В.И., Ивановой М.М., Мухарским Э.Д.
318. Современные проблемы разработки нефтяных месторождений России и пути их решения В книге: Желтов Ю.П. Разработ- ка нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1999 8 В соавторстве с Грайфером В.И.
319. Современный этап развития техноло- гии разработки нефтяных месторож- дений XV Губкинские чтения. Перспек- тивные направления, методы и технологии комплексного изуче- ния нефтегазоносности недр. Те- зисы докладов. Секция 1. Техно- логия. - М.: РГУ нефти и газа, 1999 1 В соавторстве с Грайфером В.И., Ивановой М.М., Мухарским ЭД.
320. Способ разработки многопластовых месторождений Патент Российской Федерации № 2142046. Приоритет от 22.04.98 5 В соавторстве с Грайфером В.И.
321. Способ разработки нефтяной залежи Патент Российской Федерации № 2142045. Приоритет от 22.04.98 4 В соавторстве с Грайфером В.И.
322. О точности определения неоднород- ности нефтяных пластов Наука и технология углеводоро- дов. № 1, 1999 3
323. Комментарии к докладу Ю.И. Перчика Наука и технология углеводоро- дов. № 1, 1999 3
529
324. Проблемы объединения нефтяных пластов в эксплуатационные объекты Нефтепромысловое дело. № 4, 1999 3
325. О минимальном числе исследованных скважин Нефтепромысловое дело. № 4, 1999 3
326. Учет аварийного выбытия скважин при проектировании разработки неф- тяных месторождений Нефтепромысловое дело. № 4, 1999 5
327. Эффект повышения вязкости вытес- няющего агента Наука и технология углеводоро- дов. № 2, 1999 2
328. Разработка нефтяных пластов верти- кальными и горизонтальными сква- жинами Нефтепромысловое дело. № 5, 1999 16
329. К вопросу оптимизации режима рабо- ты добывающей скважины Нефтепромысловое дело. № 10, 1999 4
330. Определение эффективности меро- приятий по увеличению добычи неф- ти и нефтеотдачи пластов Нефтепромысловое дело. №11, 1999 12
331. Последовательное применение верти- кальных и горизонтальных скважин Нефтепромысловое дело. № 9, 1999 8
332. Дебит пологих скважин Нефтепромысловое дело., № 9, 1999 3
333. Дебит горизонтальной скважины, перпендикулярной контуру питания Нефтепромысловое дело. № 9, 1999 3
334. Определение эффективности гидрав- лического разрыва нефтяного пласта Нефтяное хозяйство. № 11, 1999 6
335. Пути повышения эффективности раз- работки нефтяных месторождений В книге: Проектирование и раз- работка нефтяных месторожде- ний - М.: ВНИИОЭНГ, 1999 9 В соавторстве с Грайфером В.И., Ивановой М.М., Мухарским Э.Д.
336. Выступление В книге: Проектирование и раз- работка нефтяных месторожде- ний. - М.: ВНИИОЭНГ, 1999 3
ы Продолжение
Номер п/п Наименование трудов Название издания или журнала, номер и год Число печатных страниц Примечание
337. Способ регулирования разработки нефтяной залежи Патент Российской Федерации № 2144133. Приоритет от 30.03.1999 5 В соавторстве с Грайфером В.И.
338. О рациональном объединении нефтя- ных пластов в один эксплуатацион- ный объект Нефтяное хозяйство. № 2, 2000 4 В соавторстве с Грайфером В.И.
339. Определение извлекаемых запасов * нефти и жидкости по Алькеевской площади Ромашкинского месторож- дения Нефтепромысловое дело. № 12, 1999 6
340. О необходимости мелких и средних нефтедобывающих предприятий Наука и технология углеводоро- дов. № 6, 1999 2
341. Налог, добыча нефти и нефтеотдача пластов Наука и технология углеводоро- дов. № 6, 1999 4
342. Потери из-за промедления... Нефтепромысловое дело. № 2, 2000 8
343. Стационарный режим фильтрации при естественном законтурном завод- нении Нефтепромысловое дело. № 3, 2000 4
344. Проектный расчет дебитов скважин Нефтепромысловое дело. № 4, 2000 4
345. О необходимости изучения индивиду- альных геомеханических свойств неф- тяных пластов много пластовых ме- сторождений В сборнике: Природные резер- вуары и их деформации в про- цессе разработки нефтяных ме- сторождений. - Казань: изд-во Казанского университета, 2000 2 В соавторстве с Якимовым А.С., Ахметзяновым Р.Х., Волко- вым Ю.А., Мохелем А Н.
346. Инновационная разработка нефтяных месторождений М.: Недра, 2000 516 -
347. Аналитическая методика проектиро- вания разработки нефтяных месторо- ждений Нефтяное хозяйство. №№ 7 и 8, 2000 4+4
348. Расчет нефтеотдачи пластов Нефтепромысловое дело. № 5, 2000 6
349. О разработке небольшой нефтяной залежи при естественном законтурном заводнении Нефтепромысловое дело. № 8-9, 2000 4
350. О порядке проектирования системы разработки нефтяного месторождения Нефтепромысловое дело. № 8-9, 2000 3
351. Методика проектирования разработки нефтяных месторождений с трудноиз- нлекаемыми запасами нефти Контроль и регулирование раз- работки, методы повышения нефтеотдачи пластов - основа рациональной разработки нефтя- ных месторождений Часть 1. - Альметьевск, 2000 11
352. Методика проектирования разработки нефтяных месторождений с трудноиз- влекаемыми запасами Наука и технология углеводоро- дов. № 6, 2000 5
353. Расчет технологической и экономиче- ской эффективности объединения нефтяных пластов в эксплуатацион- ные объекты Нефтепромысловое дело. № 10, 2000 9
354. Проектирование разработки нефтяных залежей при применении вертикаль- ных, пологих и горизонтальных сква- жин (учет многослойности и расчле- ненности нефтяных пластов) 3-й международный семинар ♦Горизонтальные скважины». Те- зисы докладов. - М.: РГУ нефти и газа, 2000 2
355. Возникновение хаоса при значитель- ном отклонении забоев скважин Нефтяное хозяйство. № 11, 2000 4
532
Продолжение
Номер п/п Наименование трудов Название издания или журнала, номер и год Число печатных страниц Примечание
356. О критерии целесообразности объе- динения нефтяных пластов в один общий эксплуатационный объект Нефтепромысловое дело. № 12, 2000 3
357. Возможная утечка нефти за пределы небольшой нефтяной залежи Нефтепромысловое дело. № 12, 2000 4
358. Анализ отбора извлекаемых запасов нефти (на примере Ташлиярской площади Ромашкинского месторож- дения) Нефтепромысловое дело. № 1, 2001 10
359. Проблемы проектирования разработ- ки нефтяных месторождений Нефтепромысловое дело. № 2, 2001 7
360. О постоянно действующей модели разработки нефтяного месторождения Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комп- лекса России. Тезисы докладов. - М.: РГУ нефти и газа, 2000 1
361. Проектирование разработки нефтяных залежей вертикальными и горизон- тальными скважинами Нефть, газ и бизнес, № 2, 2001 5
362. Эффективность объединения нефтя- ных пластов в эксплуатационные объекты на Енорусскинском месторо- ждении Нефтяное хозяйство, № 5, 2001 5 В соавторстве с Грайфером В.И.
363. О повышении эффективности разра- ботки месторождений при примене- нии химических реагентов Нефтяное хозяйство. № 6, 2001 4 В соавторстве с Грайфером В.И.
364. Вероятностные или детерминирован- ные методы расчета разработки неф- тяных месторождений Нефтепромысловое дело. № 3, 2001 3
533
365. О применении детерминированных математических моделей разработки нефтяных месторождений Нефтепромысловое дело. № 5, 2001 3
366. Геометрическая неравномерность вы- теснения нефти (Геометрические со- ображения при построении адресной детерминированной математической модели разработки нефтяной залежи) Нефтепромысловое дело. № 7, 2001 3
367. К расчету нефтеотдачи пластов Нефтепромысловое дело. № 6, 2001 4
368. Разработка малопродуктивных нефтя- ных месторождений М.: Недра, 2001 562 В соавторстве с Грайфером В.И.
369. Анализ состояния и рекомендации по улучшению разработки Талинского нефтяного месторождения Нефтепромысловое дело. № 8, 2001 6
370. Эффективность применения двухза- бойных горизонтальных скважин Нефтепромысловое дело. № 9, 2001 4
371. Адресная детерминированная матема- тическая модель разработки нефтяной залежи В сборнике: Геология, геофизика и разработка нефтяных месторо- ждений - М.: ВНИИОЭНГ, № 9, 2001 8 В соавторстве с Грайфером В.И.
372. Снижение продуктивности добываю- щих скважин при засорении приза- бойной зоны нефтяных пластов В сборнике: Геология, геофизика и разработка нефтяных месторо- ждений. - М.: ВНИИОЭНГ, № 9, 2001 4 В соавторстве с Грайфером В.И.
373. К вопросу об эффективности совме- стной разработки нефтяных пластов Нефтепромысловое дело. № 9, 2001 4
374. Оценка эффективности мероприятий по увеличению добычи нефти и неф- теотдачи пластов Нефтяное хозяйство. № 12, 2001 6
375. О необходимости контроля обводне- ния добывающих скважин Нефтепромысловое дело. №11, 2001 3
g Продолжение
Номер п/п Наименование трудов Название издания или журнала, номер и год Число печатных страниц Примечание
376. К проблеме рациональной совместной эксплуатации нефтяных пластов Нефтепромысловое дело. № 12, 2001 2
377. О планировании добычи нефти Нефтепромысловое дело. № 1, 2002 5
378. К расчету эффективности закачки РИТИНА в нефтяные пласты Нефтепромысловое дело. № 3, 2002 4
379. О работе добывающей скважины в условиях режима истощения пласто- вой энергии Нефтепромысловое дело. № 3, 2002 4
380. Проблема обоснования выделения пластов в эксплуатационные объекты Нефтепромысловое дело. № 4, 2002 10
381. О влиянии скорости фильтрации на коэффициент вытеснения Нефтепромысловое дело. № 4, 2002 3
382. К проблеме создания математической модели разработки нефтяного место- рождения Нефтяное хозяйство. № 3, 2002 2 •
383. О полном использовании природных и технических возможностей увели- чения добычи нефти Нефть, газ и бизнес. № 2, 2002 5
384. Способ разработки многопластового нефтяного месторождения Нефтепромысловое дело. № 6, 2002 7
385. Сравнение эффективности разработки Енорусскинского и Аксубаево-Мок- шинского месторождений Нефтепромысловое дело. № 6, 2002 4
386. Учет снижения продуктивности неф- тяных пластов при расчете дебитов скважин Нефтепромысловое дело. № 6, 2002 8
387. О специальном применении горизон- тальных скважин Нефтепромысловое дело. № 6, 2002 3
388. Определение потери дебитов и запа- сов нефти при выключении скважин из эксплуатации Нефтепромысловое дело. № 5, 2002 5
389 Исследования добывающих скважин путем восстановления уровня жидко- сти Нефтепромысловое дело. № 5, 2002 8
390. О недопустимости использования геофизических значений проницаемо- сти при построении математической модели Нефтепромысловое дело. № 7, 2002 4 •
391. Исследования добывающих скважин с целью восстановления их продуктивности Нефтепромысловое дело. № 7, 2002 6
392. К проблеме эффективности объеди- нения нефтяных пластов В сборнике: Геология, геофизика и разработка нефтяных месторо- ждений - М.: ВНИИОЭНГ, № 6, 2002 3
393. Об учете трехмерности процесса от- бора извлекаемых запасов нефти В сборнике: Геология, геофизи- киа и разработка нефтяных ме- сторождений. - М.: ВНИИОЭНГ, № 6, 2002 3
394. Improvement of oilfield development ef- ficiency by using chemical reagents Oil industry, 2002 3 В соавторстве с Грайфером В.И.
395. Способ разработки сильно прерыви- стых нефтяных пластов Нефтепромысловое дело. № 6, 2002 2 В соавторстве с Грайфером В.И.
396. О промысловом испытании нового глубинного расходомера Нефтепромысловое дело. № 6, 2002 7 В соавторстве с Грайфером В.И.
$2 Продолжение
Номер п/п Наименование трудов Название издания или журнала, номер и год Число печатных страниц Примечание
397. О повышении нефтеотдачи месторождения ТЭК, № 2, 2002 2
398. Анализ разработки Восточно-Пере- вального нефтяного месторождения Нефтяное хозяйство. № 9, 2002 4 В соавторстве с Грайфером В.И,
399. Способ разработки многопластового нефтяного месторождения Патент Российской Федерации № 2188938. Приоритет от 28.02.01. 7 В соавторстве с Грайфером В.И.
400. Объединение нефтяных пластов, раз- личных по средней проницаемости Нефтепромысловое дело. № 8, 2002 5
401. О повышении нефтеотдачи месторож- дения Повышение нефтеотдачи пластов. Труды международного техноло- гического симпозиума. - М.: ИНГБ, 2002 3
402. О порядке разработки малопродук- тивного месторождения (от перемены мест слагаемых сумма изменяется) Нефтепромысловое дело. № 9, 2002 5
403. Новая детерминированная математи- ческая модель разработки нефтяной залежи Нефтяное хозяйство, № 11, 2002 5 В соавторстве с Никифоро- вым ИЛ.
404. О новой детерминированной матема- тической модели разработки нефтя- ной залежи Нефтепромысловое дело, № 10, 2002 И
405. О надежности систем разработки нефтяных месторождений (целесообразность применения 6- дюймовых труб вместо 5-дюймовых) Нефть, газ и бизнес. № 6, 2002 3
406. Влияние качества бурения скважин на разработку нефтяных пластов Нефтепромысловое дело. №11, 2002 3
407. 0 применении критерия рациональ- ности объединения двух нефтяных пластов в эксплуатационный объект Нефтепромысловое дело. № 12, 2002 5
408. Сравнение разработки нефтяных пла- стов при закачке газа, заводнении и газовом заводнении Нефтепромысловое дело. № 12, 2002 6
409. Проблема выделения эксплуатационных объектов на малопродуктивных многопластовых нефтяных месторождениях Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового ком- плекса России. Тезисы докла- дов. - М.: РГУ нефти и газа, 2003 1
410. Расчет разработки нефтяной залежи при газовом заводнении Нефтепромысловое дело. № 1, 2003 6
411. Газовое заводнение как радикальное средство увеличения нефтеотдачи пластов, вовлекаемых в разработку нефтяных месторождений Западной Сибири Технологии ТЭК. № 1, 2003 4 В соавторстве с Грайфером В.И.
412. Опыт поддержания пластового давле- ния на участке Енорусскинского ме- сторождения Нефтепромысловое дело. № 2, 2003 8
413. Увеличение разрабатываемых извле- каемых запасов нефти по девону Ро- машкинского месторождения за пери- од 1995-2001 гг. Нефтепромысловое дело. № 3, 2003 6
414. Снижение продуктивности пластов при бурении Нефтепромысловое дело. № 3, 2003 3
415. Проблемы интенсификации и стаби- лизации добычи нефти Нефтепромысловое дело. № 4, 2003 6
416. Проблемы интенсификации добычи нефти и проектирования разработки нефтяных месторождений Нефтепромысловое дело. № 5, 2003 8
538
Продолжение
Номер п/п Наименование трудов Название издания или журнала, номер и год Число печатных страниц Примечание
417. О давлении на устье нагнетательных скважин Нефтепромысловое дело. № 5, 2003 3
418. Проблемы оптимизации разработки нефтяных месторождений Нефтяное хозяйство. № 4, 2003 4
419. Эффективность разработки арендного участка Павловской площади Ромаш- кинского месторождения Нефтепромысловое дело. № 6, 2003 4
420. Гидродинамическое исследование много пластовых скважин Нефтепромысловое дело. № 6, 2003 8
421. Краткий анализ разработки Бузовья- зовского нефтяного месторождения Нефтепромысловое дело. № 7, 2003 7
422. Газовое заводнение - радикальное средство значительного увеличения нефтеотдачи пластов Нефтепромысловое дело. № 7, 2003 4 В соавторстве с Грайфером В.И.
423. Важнейшие факторы, учитываемые при проектировании разработки неф- тяного месторождения Нефтепромысловое дело. № 8, 2003 4
424. Исследование на новой детерминиро- ванной математической модели разра- ботки нефтяной залежи зависимости добычи нефти от зональной неодно- родности пластов по продуктивности и от различия физических свойств нефти и вытесняющей воды Нефтепромысловое дело. № 8, 2003 8 В соавторстве с Миллионпшко- вым Н.В.
425. 0 принципах разработки Ромашкинс- кого нефтяного месторождения в IV генеральной схеме С заседания Центральной комис- сии по разработке 1
426. Определение эффективности меро- приятий Нефтепромысловое дело. № 9, 2003 6
427. Результаты исследований на новой детерминированной математической модели зависимости добычи нефти и нефтеотдачи от зональной неоднород- ности пластов Нефтепромысловое дело. № 11, 2003 4 В соавторстве с Миллионщик- овым НВ
428 Проблемы промышленной экономиче- ски эффективной разработки мало- продуктивных нефтяных пластов Нефтяное хозяйство. № 11, 2003 3 В соавторстве с Грайфером В.И.
429. О специальном применении горизонталь- ных скважин Интервал. № 3, 2002 2
430. Эффективность закачки химического реагента Полисил-ДФ в добывающие скважины Нефтепромысловое дело. №11, 2003 4
431. Исследование малопродуктивных скважин по методу восстановления давления Нефтепромысловое дело. № 11, 2003 10
432. Проблемы проектирования промыш- ленной экономически эффективной разработки малопродуктивных нефтя- ных пластов Бюллетень ЦКР, № 2. - М.: ВНИИОЭНГ, 2003 1
433. Проблемы заводнения небольшой за- лежи высоковязкой нефти Нефтепромысловое дело. № 1, 2004 5
434. Разработка нефтяных месторождений. Проектирование и анализ М.: Недра, 2003 638
S Продолжение
Номер п/п Наименование трудов Название издания или журнала, номер н год Число печатных страниц Примечание
435. Способ определения коэффициента различия физических свойств нефти и вытесняющего агента Нефтепромысловое дело. № 2, 2004 4
436. К вопросу определения коэффициента вытеснения Нефтепромысловое дело. № 2, 2004 3
437. Новое в интенсификации добычи нефти Интенсификация добычи нефти и газа. Труды международного технологического симпозиума. - М.: Институт нефтегазового биз- неса, 2003 3
438. О межпластовых перетоках через за- бои остановленных добывающих скважин Нефтепромысловое дело. № 3, 2004 6 В соавторстве с Миллионщико- вым Н.В.
439. Определение эффективности меро- приятий по совершенствованию раз- работки нефтяных месторождений Нефтепромысловое дело. № 4, 2004 8
440. Эффективная разработка малопродук- тивных нефтяных месторождений Технологии ТЭК. № 2, 2004 В соавторстве с Грайфером В.И.
441. Анализ разработки нефтяных залежей Нефтепромысловое дело. № 5, 2004 6
442. Проблема расчета нефтеотдачи пла- стов Нефтепромысловое дело. № 5, 2004 3
443. Определение эффективности меро- приятий по увеличению нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти Нефтяное хозяйство. № 2, 2004 5
444. Проблемы проектирования рацио- нальной разработки нефтяных место- рождений Нефтепромысловое дело. № 7, 2004 9 •
445. Теория разработки нефтяных место- рождений при внутриконтурном за- воднении М„' РГУ нефти и газа, 2004 99
446 К проблеме определения значения ко- эффициента заводнения Технологии ТЭК. № 4, 2004 3
447. Критерий рациональности Нефтепромысловое дело. № 8, 2004 6
448. Определение разрабатываемых на- чальных извлекаемых запасов нефти в процессе разбуривания нефтяной за- лежи Нефтепромысловое дело. № 8, 2004 3
449. Исследование малопродуктивных скважин по методу восстановления давления Современные гидродинамические исследования скважин: Труды исследователей скважин. - М.: Институт нефтегазового бизнеса, 2004 10
450. Адаптивная система разработки мало- продуктивных нефтяных месторожде- ний Новые технологии разработки месторождений. Труды междуна- родного симпозиума. - М.: Ин- ститут нефтегазового бизнеса, 2004 6 В соавторстве с Грайфером В.И.
451. Способ разработки нефтяной залежи Патент Российской Федерации № 2238399 7 В соавторстве с Грайфером В.И.
452. Способ исследования многопластовых скважин Патент Российской Федерации № 2247237 4 В соавторстве с Грайфером В.И.
453. Аналитическая методика, детермини- рованная математическая модель и аналогии при проектировании разра- ботки нефтяных месторождений Нефтепромысловое дело. № 11, 2004 8
542
Продолжение
Номер п/п Наименование трудов Название издания или журнала, номер и год Число печатных страниц Примечание
454. Мониторинг извлекаемых запасов Фундаментальные проблемы раз- работки нефтегазовых месторож- дений, добычи и транспортиров- ки углеводородного сырья. - М.: ГЕОС, 2004 1
455. Некоторые вопросы разработки неф- тяных и газонефтяных месторожде- ний (Вопросы-ответы) Бюллетень ЦКР. - М.: ВНИИОЭНГ, № 4, 2004 4
456. О фазовых проницаемостях Нефтепромысловое дело. № 12, 2004 5
457. Выбор рационального варианта разра- ботки нефтяного месторождения при заводнении М.: РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2004 96
458. Эффективные способы извлечения проблемных запасов нефти Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового ком- плекса России. Тезисы докладов. Том 1. - М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2005 2
459. Перспективы развития технологии извлечения нефти из недр Нефтяное хозяйство, № 12, 2004 4
460. Проектирование разработки нефтяных месторождений с применением гори- зонтальных скважин Бурение и нефть. № 1, 2005 3
461. Проектирование разработки нефтяных месторождений системами горизон- тальных скважин Нефтепромысловое дело. № 1, 2005 12
462. Коэффициент сетки и предельное разрежение сетки скважин Нефтепромысловое дело. № 2, 2005 4
543
463. Метод поиска рационального вариан- та разработки Нефтепромысловое дело. № 3, 2005 7
464 Разработка крупнейшей нефтяной залежи (реконструкция процесса) Нефтепромысловое дело. № 5, 2005 6
465. О применении уравнения добычи нефти Нефтепромысловое дело. № 5, 2005 3
466. О резервировании производительно- сти и последующем использовании резерва Нефтепромысловое дело. № 6, 2005 4
467. О критерии выделения трудноизвле- каемых запасов нефти Нефтепромысловое дело. № 7, 2005 3
468. Возрождение месторождения. Про- блема осуществления эффективной разработки Нефтепромысловое дело. № 7, 2005 4
469. Методика поиска рационального ва- рианта Новые технологии разработки и повышения нефтеотдачи Труды IV Международного технологи- ческого симпозиума. - М.: Ин- ститут нефтегазового бизнеса, 2005 13
470. Проблемы точности проектирования разработки нефтяных месторождений Нефтепромысловое дело. № 8, 2005 3
471. Управление научно-техническим про- грессом в области извлечения запасов нефти Нефтепромысловое дело. № 10, 2005 4
472. Конусы воды, обводненность скважин, определение параметров пластов и точности проектирования добычи нефти Нефтепромысловое дело. № 10, 2005 5
473. Снижение коэффициента продуктив- ности по нефти Нефтепромысловое дело. № 12, 2005 8
Продолжение
Номер п/п Наименование трудов Название издания или журнала, номер и год Число печатных страниц Примечание
474. Обоснование проектной добычи неф- ти на морском месторождении Нефтепромысловое дело. № 1, 2006 12
475. Рациональная разработка нефтяных месторождений Недра, 2005 607 В соавторстве с Грайфером В.И.
476. Эффективные способы извлечения проблемных запасов нефти Нефтепромысловое дело. № 2, 2006 6
477. Проблемы разработки нефтяного ме- сторождения Нефтепромысловое дело. № 2, 2006 5
478. Невыполнение проекта приводит к снижению нефтеотдачи Нефтепромысловое дело. № 3, 2006 6
479. Зависимость дебита от запасов Нефтепромысловое дело. № 4, 2006 5
480. Эффективные способы извлечения проблемных запасов нефти Технологии ТЭК, № 5, 2005 5
481. Метод поиска рационального вариан- та разработки нефтяных месторожде- ний Нефтяное хозяйство, № 6, 2006 4
482. Стратегия возрождения нефтяного месторождения Нефтепромысловое дело. № 6, 2006 4
483 Зависимость нефтеотдачи пластов от плотности сетки скважин Нефтепромысловое дело. № 6, 2006 4
484 Вариант разработки нефтяных пла- стов путем газового заводнения Нефтепромысловое дело. № 8, 2006 12
485. О плотности сетки горизонтальных и вертикальных скважин Нефтепромысловое дело. № 8, 2006 3
486. Закачка газа и воды в нефтяные пла- сты Новые ресурсосберегающие тех- нологии недропользования и по- вышения нефтеотдачи. - М: Ин- ститут нефтегазового бизнеса, 2006 9
487. Комплексная программа научно- исследовательских и опытно- промышленных работ по применению методов увеличения коэффициента нефтеизвлечения на Талинской пло- щади Новые ресурсосберегающие тех- нологии недропользования и по- вышения нефтеотдачи. - М: Ин- ститут нефтегазового бизнеса, 2006 13 Соавторы: Смит М., Цой В.Е., Красневский Ю.С., Лаэеев А.Н., Бриллиант Л.С., Кашик АС., Жданов С.А., Андреева Н.Н., Ба- турин Ю.Е.
488 Выступление на ЦКР 29.06.06 Вестник ЦКР, Роснедра, № 2, 2006 2
489. Самыми экономически высокоэффек- тивными мероприятиями по разра- ботке нефтяных месторождений яв- ляются гидродинамические исследо- вания скважин Нефтепромысловое дело. № 9, 2006 4
490. Методы радикального увеличения до- бычи нефти Тезисы докладов симпозиума «Актуальные проблемы нефтега- зового комплекса России», М., РГУ НГ, 2007 1
491. Новый метод использования газа для повышения нефтеотдачи International Business Guide, 2007 1 В соавторстве с Грайфером В.И.
492. Efficient Development of Oil Fields М.: Nedra, 2006 571 В соавторстве с Грайфером В.И.
493. Влияние отклонения забойных давле- ний на дебит нефти Нефтепромысловое дело. № 10, 2006 3
494. Увеличение нефтеотдачи на месторо- ждениях высоковязкой нефти Нефтепромысловое дело. № 10, 2006 8
495. Определение эффективности меро- приятий по увеличению дебитов скважин Нефтепромысловое дело. №11, 2006 5
X! Продолжение
Номер п/п Наименование трудов Название издания или журнала, номер и год Число печатных страниц Примечание
496 Эффективность гидравлического разрыва нефтяных пластов Нефтепромысловое дело. № 12, 2006 4
497. Проблемы эффективности разработки нефтяных месторождений Нефтепромысловое дело. № 1, 2007 6
498. Проблемы разработки залежей нефти при газовом заводнении и чередую- щейся закачке газа и воды Нефтепромысловое дело. № 2, 2007 6
499. Проблемы разработки нефтяных за- лежей с высоким газосодержанием нефти и большой газовой шапкой Нефтепромысловое дело. № 3, 2007 7
500. Газовое заводнение. Перспективы ши- рокого промышленного применения Нефтяное хозяйство, № 2, 2007 3 В соавторстве с Грайфером В.И.
501. Мониторинг разработки нефтяных месторождений Нефтепромысловое дело. № 7, 2007 5
502. Повторная разработка уже разрабо- танной нефтяной залежи Нефтепромысловое дело. № 8, 2007 4
503. Газовое заводнение: перспективы широкого промышленного Нефть, газ, бизнес, № 6, 2007 1
504. применения Методы увеличения извлекаемых за- пасов нефти М, РГУ НГ, 2006 91
505. Методы радикального увеличения до- бычи нефти и нефтеотдачи пластов Нефтепромысловое дело. № 4, 2007 5
506. Об эффективности гидродинамиче- ских исследований скважин Недропользование. XXI век, № 4, 2007 4
507. Проблемы применения математиче- ских моделей и аналитической мето- дики при проектировании разработки нефтяных месторождений Нефтепромысловое дело. № 10, 2007 6
508. О методах значительного увеличения добычи нефти и нефтеотдачи пластов Новые ресурсосберегающие тех- нологии недропользования и по- вышения нефтеотдачи. Труды VI Международного технологиче- ского симпозиума. - М.: Инсти- тут нефтегазового бизнеса, 2007 5 В соавторстве с Грайфером В.И.
509. Проблемы проектирования разработ- ки зонально и послойно неоднород- ных нефтяных месторождений Нефтепромысловое дело. № 11, 2007 3
510. Определение коэффициента вытесне- ния нефти газом Нефтепромысловое дело. № 11, 2007 2
511. Управляемость разработкой нефтяных месторождений Недропользование XXI век, № 6, 2007 2
512. Труженик нефтяной науки В книге: В.Щелкачев. Дорога к истине. М., НХ, 2007 6
513. О прогнозировании катастрофическо- го падения добычи нефти Нефтепромысловое дело. № 1, 2008 6
514. Тепловой метод разработки залежи высоковязкой нефти путем закачки в нефтяные пласты теплоносителя - горячей воды Нефтепромысловое дело. № 2, 2008 8
515. Технология разработки месторожде- ния нефти и газа Нефтепромысловое дело. № 3, 2008 4
516. 45 лет работы ЦКР. Ее главная цель - значительное увеличение неф- теотдачи пластов Нефтяное хозяйство, № 3, 2008 2
Продолжение
Номер п/п Наименование трудов Название издания или журнала, номер и год Число печатных страниц Примечание
517. Слишком мала доля гидродинамиче- ски исследованных скважин Нефтепромысловое дело. № 4, 2008 3
518. Расчет нефтеотдачи пластов Нефтепромысловое дело. № 6, 2008 4
519. Специальный анализ разработки экс- периментального участка Талинского месторождения Нефтепромысловое дело. № 7 2008 6
520. О рациональном обводнении нефтя- ных пластов Нефтепромысловое дело. № 8 2008 7
521. Сравнение перспективных способов разработки нефтяных пластов Нефтепромысловое дело. № 9 2008 7
522. О возможных резервах увеличения добычи нефти Недропользование. XXI век, № 4, 2008, с. 78-82 4 В соавторстве с Филипповым С.А.
523. О возможном увеличении добычи нефти Новые технологии освоения и разработки трудноизвлекаемых запасов нефти. Труды VII Меж- дународного симпозиума. - М.: Институт нефтегазового бизнеса, 2008 9 В соавторстве с Филипповым С.А.
524. Проблемы разработки нефтяных ме- сторождений на поздней стадии Методы повышения эффективно- сти разработки нефтяных место- рождений в завершающей (четвертой) стадии. - М.: НП НПЭН, 2008 4
525 ЦКР - гарант научно-технического прогресса в нефтяной промышленно- сти Центральная комиссия по разра- ботке месторождений полезных ископаемых. - М.: НП НАЭН, 2008 3
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Гейте Б. Бизнес со скоростью мысли. - М.: Эсмо, 2007. - 400 с.
2. Грайфер В.И., Лысенко В.Д. Способ разработки многопластового нефтяного
месторождения//Патент РФ № 2188938. Приоритет от 28.02.01.
3. Крылова Е.В. Метод определения возможной нефтеотдачи разрабатываемой
залежи//Нефтепромысловое дело. - 2007. - № 4.
4. Лысенко В.Д., Грайфер В.И. Разработка малопродуктивных нефтяных мес-
торождений. - М.: Недра, 2001. - 562 с.
5. Лысенко ВД., Грайфер В.И. Рациональная разработка нефтяных место-
рождений. - М.: Недра, 2005. - 607 с.
6. Лысенко ВД., Грайфер В.И. Способ разработки многопластовых месторож-
дений//Патент РФ № 2142046. Приоритет от 22.04.98.
7. Лысенко ВД. Инновационная разработка нефтяных месторождений. - М.:
Недра, 2000. - 516 с.
8. Лысенко В.Д., Мухарский ЭД. Проектирование интенсивных систем
разработки нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1975. - 176 с.
9. Лысенко ВД. Оптимизация разработки нефтяных месторождений. - М.:
Недра, 1991. - 296 с.
10. Лысенко ВД. Проектирование разработки нефтяных месторождений. - М.:
Недра, 1987. - 247 с.
11. Лысенко ВД. Разработка нефтяных месторождений. Проектирование и
анализ. - М.: Недра, 2003. - 638 с.
12. Лысенко ВД. Разработка нефтяных месторождений. Теория и практика. -
М.: Недра, 1996. - 367 с.
13. Особенности разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами
нефти (на примере Талинского месторождения). - М.: ВНИИОЭНГ, 1996. Глава
4. Исследование вопросов разработки Талинского месторождения (В.Д. Лысенко).
14. Проект национального стандарта Российской Федерации «Поиск, раз-
ведка и разработка месторождений нефти и газа. Правила гидродинамических
исследований скважин и пластов»//Вестник ЦКР, Роснедра. - 2007. - № 2. -
С. 34-68.
СОДЕРЖАНИЕ
ВСТУПЛЕНИЕ.................................................... 3
1. ВВЕДЕНИЕ................................................... 9
1.1. О возможности значительного увеличения нефтеоотдачи пластов. 9
1.2. Проблемы поздней стадии разработки нефтяных месторождений... 17
1.3. Управляемость разработкой нефтяных месторождений........ 23
1.4. Слишком мала доля гидродинамически исследованных скважин.... 26
1.5. Поиск рационального варианта разработки нефтяных залежей.... 32
2. ГАЗ И ВОДА ДЛЯ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖ-
ДЕНИЙ........................................................ 45
2.1. Проблемы разработки нефтяного месторождения. Карбонатные кол-
лекторы.....................................'...................... 45
2.2. Проблемы эффективности разработки нефтяных месторождений.... 55
2.2.1. Самопроизвольное снижение забойного давления добывающих
скважин ниже давления насыщения и катастрофическое падение
коэффициента продуктивности по нефти, катастрофический рост
обводненности и снижение нефтеотдачи пластов.................... 55
2.2.2. Применяемая методика оценки эффективности инновационных
мероприятий, строго говоря, является непригодной................ 57
2.2.3. Интересное явление: добыча нефти из давно остановленной
скважины после её многолетнего простоя.......................... 59
2.2.4. Подход к разработке нефтяных залежей баженовской свиты. 61
2.2.5. О проектировании применения горизонтальных скважин..... 63
2.3. Закачка газа и воды в нефтяные пласты....................... 68
2.4. Газовое заводнение. Необходим технологический прорыв в добыче
нефти............................................................ 82
2.5. Газовое заводнение. Перспективы широкого промышленного при-
менения........................................................... 87
2.6. Вариант разработки нефтяных пластов путем газового заводнения. 95
2.7. Проблемы разработки нефтяной залежи с высоким газосодержанием
нефти и большой газовой шапкой................................... 117
2.7.1. О необходимости экспериментального опробования и усовер-
шенствования технологии возрождения месторождения............. 117
2.7.2. Разработка нефтяной залежи с большой газовой шапкой... 120
2.8. Технология разработки месторождения нефти и газа............ 131
2.9. О разработке нефтяной залежи с большой газовой шапкой....... 137
2.10. Разработка месторождения высоковязкой нефти с газовой шапкой и
подошвенной водой............................................... 141
3. ДРУГИЕ МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ........................... 144
3.1. Закачка нефти для увеличения добычи нефти................... 144
550
3.2. Увеличение нефтеотдачи на месторождениях высоковязкой нефти.. 149
3.3. Экспериментальное определение эффективности чередующейся закач-
ки воды и нефти по нагнетательной скважине 1553 пермокарбоновой за-
лежи высоковязкой нефти Усинского месторождения................... 167
3.3.1. Испытание элементов новой технологии разработки залежи вы-
соковязкой нефти............................................... 167
3.3.2. Анализ влияния экспериментальной закачки нефти.......... 170
3.3.3. Проблемы эффективной разработки залежей высоковязкой
нефти.......................................................... 172
3.3.4. Обычное заводнение залежи высоковязкой нефти............ 174
3.3.5. Чередующаяся закачка воды и небольшой части добытой высо-
ковязкой нефти................................................. 176
3.3.6. Чередующаяся закачка воды и небольшой части добытой высо-
ковязкой нефти после завершения разработки залежи высоковязкой
нефти при обычном заводнении как метод возрождения экономически
эффективной разработки......................................... 177
3.3.7. Исследование изменений фильтрационного сопротивления в
пределах зон отдельных скважин и ячеек скважин................. 180
3.4. Тепловой метод разработки залежи высоковязкой нефти путем за-
качки в нефтяные пласты теплоносителя - горячей воды.............. 189
3.5. О рациональном объединении нефтяных пластов.................. 209
3.6. Сравнение перспективных способов разработки нефтяных пластов. 223
3.7. Эффективность гидравлического разрыва нефтяных пластов....... 239
3.8. Влияние качества бурения скважин на нефтеотдачу пластов...... 247
4. ПРОБЛЕМЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ И ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ РАЗРА-
БОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ...................................... 262
4.1. Проблемы применения математических моделей и аналитической ме-
тодики при проектировании разработки нефтяных месторождений....... 262
4.2. Математическая модель разработки нефтяной залежи при стацио-
нарном режиме внутриконтурного заводнения......................... 274
4.3. Проблемы проектирования разработки зонально и послойно неодно-
родных нефтяных месторождений..................................... 285
4.4. Невыполнение проекта - снижение нефтеотдачи.................. 291
4.5. Самыми экономически эффективными мероприятиями являются гид-
родинамические исследования скважин............................... 303
4.6. Влияние отклонения забойных давлений на дебит нефти.......... 311
4.7. Определение эффективности мероприятий по увеличению дебитов
скважин........................................................... 316
4.8. Классификация нефтяных пластов по среднему коэффициенту про-
дуктивности скважин............................................... 326
4.9. Высокая эффективность гидродинамических исследований скважин. 333
4.10. О возможных резервах значительного увеличения добычи нефти.. 344
4.11. Стратегия возрождения нефтяного месторождения............... 351
4.11.1. О восстановлении продуктивности добывающих скважин..... 356
4.11.2. Ценность осуществления возрождения месторождения....... 357
4.12. Специальный анализ разработки экспериментального участка Та-
линского месторождения............................................ 358
4.13. О прогнозировании катастрофического падения добычи нефти.... 370
4.14. Проницаемость не зависит от пористости...................... 385
4.15. Экспертиза разработки нефтяного месторождения............... 395
5. НЕФТЕОТДАЧА ПЛАСТОВ........................................... 401
5.1. Расчет нефтеотдачи пластов................................... 401
5.2. Зависимость нефтеотдачи пластов от плотности сетки скважин... 410
5.3. О плотности сетки горизонтальных и вертикальных скважин...... 418
5.4. Зависимость дебита от запасов................................ 424
5.4.1. Зависит ли дебит нефти от запасов нефти?................ 424
5.4.2. Зависит ли дебит от запасов?............................ 429
551
5.5. Определение коэффициента вытеснения нефти газом. 434
5.6. О методах значительного увеличения добычи нефти и нефтеотдачи
пластов............................................ 438
6. РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ В ВОПРОСАХ
И ОТВЕТАХ............................................ 450
ЗАКЛЮЧЕНИЕ.......................................... 494
СПИСОК ОПУБЛИКОВАННЫХ НАУЧНЫХ ТРУДОВ ЛЫСЕНКО
ВЛАДИМИРА ДМИТРИЕВИЧА................................ 495
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ............................. 549
НАУЧНОЕ ИЗДАНИЕ
Лысенко Владимир Дмитриевич
РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ.
ЭФФЕКТИВНЫЕ МЕТОДЫ
Заведующий редакцией С.А. Скотникова
Редактор издательства Н.В. Сергеева
Переплет художника Н.И. Терехова
Художник-график С.В. Орлов
Технический редактор Г.В. Лехова
Корректор Е.М. Фёдорова
Компьютерная верстка И.В. Севалкина
Изд. лиц. № 071678 от 03.06.98. Подписано в печать с репродуцированного
оригинал-макета 18.05.09. Формат 60x88 Гарнитура «Петербург». Печать
офсетная. Усл. печ. л. 33,81. Уч.-изд. л. 35,0. Тираж 2000 экз. Заказ 857 /1196
ООО «Недра-Бизнесцентр»
125047, Москва, пл. Тверская застава, 3
E-mail: business@nedrainform.ru, biblioteka@nedrainform.ru
www.nedrainform.ru
ППП «Типография «Наука» Академиздатцентр РАН
121099, Москва, Шубинский пер., 6