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

_ Поэтому возникает необходимость оценки возможности прогноза величин

Асов i в скважинах на таких месторождениях. Эта задача решается путем уста­ новления зависимостей типа (II.7), (11.10), (11.11) для пластов и месторождений, характеризующихся наиболее сходными геологическими условиями. Проведенные исследования на ряде месторождений, подготавливаемых к вводу в разработку, показали, что такая задача также имеет решение, хотя теснота используемых связей в некоторых случаях несколько снижается.

Получив конкретные зависимости типа (II.7), (II. 10), (II. 11) для разрабаты­ ваемых и вводимых в разработку месторождений, имеем возможность оценивать технико-экономические показатели разработки многопластового нефтяного ме­ сторождения при рассмотрении различных вариантов объединения нескольких пластов в один эксплуатационный объект. Для реализации этой возможности весьма удобно использовать методику расчета величин отборов нефти, предло­ женную Э. Д. Мухарским, В. Д. Лысенко [24]. Эта методика основана на инфор­ мации о изменении коэффициентов продуктивности скважин при раздельной

(2 Ki) и совместной (Асов i) эксплуатации пластов. Зная 2jAi и Асов i, можно определить возможное снижение добычи нефти при совместной эксплуатации пластов по сравнению с вариантами их раздельной разработки.

При проведении этих расчетов следует учитывать, что коэффициенты про­ дуктивности скважин с увеличениемдлительности разработки снижаются. Оценив, например, по методике Б. Д. Сазонова эффективность каждого из рассмотренных вариантов разработки многопластового нефтяного месторождения, можно пред­ ложить ограниченное число вариантов, близкое к оптимальному. Окончательное решение принимается по результатам оценки выбранных вариантов при состав­ лении технологической схемы разработки.

Описанный подход должен способствовать уменьшению доли субъективизма при выборе вариантов, подлежащих детальной проработке при составлении тех­ нологических схем разработки и, естественно, при различных вариантах группи­ рования залежей продуктивных пластов в эксплуатационные объекты.

Определение коэффициента продуктивности в отдельной скважине по косвенным данным

Как было отмечено, для определения Асов необходимо знать Асов i для каж­ дой разведочной или эксплуатационной скважины, эксплуатирующей совместно несколько продуктивных пластов. В свою очередь, для тех же скважин должны

быть известны значения коэффициентов продуктивности 2A i при условии само­ стоятельной эксплуатации каждого из совместно разрабатываемых пластов. Однако применяемая в настоящее время технология промысловых исследований скважин, эксплуатирующих несколько пластов, обычно позволяет определить лишь АСов 2* Коэффициенты продуктивности Ki каждого из пластов при условии их самостоятельной эксплуатации обычно не определяются. Следовательно, не­ обходимо найти способ определения Ki для скважин, по которым известны Асов г-

Исследования, проведенные по ряду разрабатываемых нефтяных место­ рождений Западной Сибири (Усть-Балыкское, Западно-Сургутское, Правдинское, Самотлорское, Советское), показали, что Ki можно определить с помощью мно­ гомерного регрессионного анализа, реализованного в виде соответствующих программ. При оценке коэффициента продуктивности по косвенным данным не­ обходимо подобрать такие признаки, от которых этот параметр будет зависеть наиболее сильно. Как известно, коэффициент продуктивности — параметр, кото­ рый в значительной мере зависит от гидропроводности. Следовательно, необхо­ димо подобрать такие геологопромысловые и геофизические признаки, которые бы зависели от величин, характеризующих именно этот сложный фильтрационный параметр.

Естественно искать зависимость Ki от параметров, характеризующих усло­ вия движения нефти по пласту. Среди них можно отметить эффективную тол­

101

щину h; проницаемость k\ вязкость нефти (х; параметры, характеризующие не­ однородность пласта, — коэффициент песчанистости Ки и коэффициент расчле­ ненности /Ср. Эти признаки можно отнести к первой группе.

Учитывая, что с помощью геофизических методов исследуются все пробурен­ ные скважины, представляет интерес изучение связи между геофизическими характеристиками и коэффициентами продуктивности /С*.

Исходя из сказанного, ко второй группе относятся следующие геофизиче­ ские признаки: 1) кажущиеся сопротивления, зарегистрированные зондами

длиной 0,45; 1,0; 1,25; 4,25 м (p0,46i Pi.osl Рг.гь; p4,2s)i 2) относительная амплитуда собственного потенциала скважины а Сп-

При изучении упомянутых зависимостей поиск необходимых уравнений ре­ грессии проводился в два этапа: на первом учитывались только геолого-физиче­ ские параметры; на втором — в пространство геолого-физических признаков вводились данные промысловой геофизики. Всего было проанализировано около 450 различных выборок, характеризующихся различными параметрами продук­ тивных пластов месторождений Сибири, находящихся в разработке.

В результате исследований на первом этапе было установлено, что коэффи­ циент продуктивности весьма тесно связан не только с такими геолого-физиче­ скими параметрами, как эффективная толщина, проницаемость, вязкость нефти в пластовых условиях, но также и с коэффициентами песчанистости и расчленен­ ности. Множественные коэффициенты корреляции R для разных пластов место­ рождений Сибири меняются от 0,7 до 0,975.

На втором этапе исследований вместо проницаемости в уравнения вводились те геофизические параметры, которые тесно связаны с фильтрационными свой­ ствами пород. Включение геофизических параметров в признаковое пространство

В результате анализа связей различных геофизических параметров с Ki выяснено, что информативны кажущиеся сопротивления, зарегистрированные зондами длиной, соответствующей индексу, и а Сп — относительной амплитуде

на диаграммах СП: Pi^sl p2,25l p4,26i a cnl Pi,o5l Ра,2ь> Рг,25а сп-

Установлено также, что связь между Ki и косвенными геолого-геофизиче­ скими признаками лучше всего описывается полиномом второй степени.

Получив по каждому продуктивному пласту ряд уравнений регрессии, необходимо из их числа выбрать такие, которые можно рекомендовать для прак­ тических расчетов коэффициента продуктивности. В качестве критерия выбора можно использовать погрешность предсказания функции. Оценкой неточности определения коэффициента продуктивности является среднеквадратическая по­ грешность. Параллельно проверяется значимость всех частных коэффициентов корреляции. В качестве примера в табл. II. 1 приведены формулы, характеризу­ ющие статистические связи коэффициентов продуктивности с геологопромысло­ выми и геофизическими признаками некоторых месторождений Сибири.

Получив статистические зависимости коэффициента продуктивности от геологопромысловых и геофизических признаков по разрабатываемым месторо­ ждениям, можно предполагать, что такие зависимости будут существовать и для продуктивных пластов сходных нефтяных месторождений, которые подготавли­ ваются к вводу в разработку. Однако, как правило, на таких месторождениях необходимая информация в требуемом количестве отсутствует. Поэтому целе­ сообразно изучить возможность получения требуемых зависимостей по отдель­ ным группам нефтяных залежей, характеризующихся определенным комплексом сходных геологопромысловых признаков. В такие группы объединяются как разрабатываемые, так и вводимые в разработку залежи многопластовых нефтяных месторождений.

Проверка существования такой зависимости проведена на примере залежей нефтяных месторождений Западной Сибири, которые входят в ту или иную группу. Полученные данные позволяют сделать вывод о высокой значимости наблюда­ ющихся связей коэффициента продуктивности К с геолого-геофизическими при­

знаками. При этом множественные коэффициенты корреляции колеблются от 0,78 до 0,96,

102

ТАБЛИЦА II.1

ХАРАКТЕРИСТИКА СТАТИСТИЧЕСКИХ СВЯЗЕЙ КОЭФФИЦИЕНТА ПРОДУКТИВНОСТИ С ГЕОЛОГОПРОМЫСЛОВЫМИ И ГЕОФИЗИЧЕСКИМИ ПРИЗНАКАМИ для ОДНОГО ИЛИ НЕСКОЛЬКИХ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ ПО ГРУППАМ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ СИБИРИ

-f- 2,05 In /(ц -|- 27,8

где R - - коэффшциент корреляции

Таким образом, изучение зависимости коэффициента продуктивности сква­ жины, эксплуатирующей один пласт, от его геологопромысловых и геофизиче­ ских характеристик показывает, что значения Ki в скважинах, эксплуатирующих несколько пластов совместно, могут быть определены по соответствующим пара­ метрам этих пластов. Причем зависимости, которые используют для этих целей, устанавливают по группам залежей, характеризующихся сходными геологиче­ скими условиями, что открывает возможности решения задачи для месторожде­ ний, подготавливаемых к вводу в разработку. Полученные результаты в целом свидетельствуют о принципиальной возможности определения Ki по косвенным данным.

Учет влияния степени различия между пластами на коэффициент продуктивности при совместной эксплуатации пластов

По выбранным уравнениям регрессии для каждого из совместно эксплуати­ руемых пластов месторождений вычисляются величины /С*, подсчитывается

суммарный коэффициент продуктивности /(сумДалее, зная величину Ксов для совместно эксплуатируемых пластов, можно найти аналитическое выражение функции (И.4), (11.7), (II.9), (НЛО), (11.11). Как было отмечено, эта задача также решается на основе корреляционно-регрессионного анализа. Из всех геолого­ промысловых и геофизических признаков, отмеченных в (11.4), для расчета урав­ нений регрессии оставляются следующие: Xflt Х/(п, Я/Ср, L, Ар. В случае от­ сутствия К подставляются соответствующие геофизические признаки, исполь­ зуемые при расчете уравнений регрессии.

103

ТАБЛИЦА „ II.2

ХАРАКТЕРИСТИКА СТАТИСТИЧЕСКИХ СВЯЗЕЙ КОЭФФИЦИЕНТА ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИН ксов, ЭКСПЛУАТИРУЮЩИХ НЕСКОЛЬКО

ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ СОВМЕСТНО, С ОТНОШЕНИЯМИ

ГЕОЛОГОПРОМЫСЛОВЫХ И ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ПРИЗНАКОВ ПО ГРУППАМ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

регрессии Ксов = / (^i) соответственно для двух и трех совместно эксплуатируе­ мых пластов. Для примера в табл. II.2 приведены результаты расчетов по некото­ рым сибирским месторождениям.

Используя уравнения регрессии для одного или нескольких пластов группы месторождений, можно получить уравнения регрессии для смежных пластов в целом по району. Полученные зависимости могут быть использованы для вы­

числения коэффициентов продуктивности /(сов для любых вариантов объединения продуктивных пластов для совместной эксплуатации на месторождениях, под­ готавливаемых к вводу в разработку.

§ 4. МЕТОДИКА ОЦЕНКИ ГОДОВЫХ ОТБОРОВ НЕФТИ ПРИ ОБЪЕДИНЕНИИ НЕСКОЛЬКИХ4 ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ В ОДИН ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЙ ОБЪЕКТ

Оценив влияние степени различия свойств между продуктивными пластами на результаты их совместной разработки (см. § 2 и 3 гл. II) при решении вопроса о возможности объединения нескольких нефтеносных пластов в один эксплуата­ ционный объект, необходимо сравнить получаемые отборы добываемой нефти при раздельной (последовательной) и совместной их эксплуатации. Получаемая раз-

104

ница в добыче нефти позволяет оценить ее уменьшение (Aq) при текущих суточ­ ном и годовом отборах. Максимальное уменьшение добычи нефти Дqmax будут наблюдаться при полном разбуривании залежи (или объекта эксплуатации) всеми проектными добывающими и нагнетательными скважинами, т. е. при макси­ мальном годовом отборе добываемой нефти.

Для подобной оценки уменьшений в добыче нефти Aq при сравнении соответ­ ствующих отборов в процессе раздельной и совместной эксплуатации пластов

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

всем скважинам прямым или косвенным способами; п0 — общее число пробурен­ ных и введенных в работу скважин; рн — pR — соответственно давление на забое нагнетательных и добывающих скважин; ср — функция относительной производи­ тельности скважин (дебит жидкости на одну скважину при единичных средних коэффициенте продуктивности и перепаде давления между забоями нагнетатель­ ных и добывающих скважин); £ — коэффициент эксплуатации.

В расчетную формулу (11.12) по разрабатываемым месторождениям при раз­ дельной и совместной разработке подставляются соответствующие коэффициенты

продуктивности К2> •••, Кп и Ксов.

Разница между суммарной добычей сравниваемых пластов и добычей нефти при совместной эксплуатации этих же пластов позволит определить Aq (умень­

где qlt q2, qn — соответственно максимальный годовой отбор добычи нефти из первого, второго и п-то пластов при условии их раздельной эксплуатации; qCoB— максимальный годовой отбор добычи нефти при совместной эксплуатации п пла­ стов, объединяемых в один эксплуатационный объект.

По нефтяным месторождениям, введенным в разработку лишь частично или которые предполагается в ближайшее время ввести в разработку, вначале опреде­ ляют коэффициенты продуктивности /С* в каждой скважине по продуктивным пластам косвенными методами (см. § 3 гл. II) при условии их самостоятельной разработки, а затем суммарный коэффициент продуктивности /СсумПосле чего на основе уравнений, приведенных в табл. 11.2, по отношениям геологопромысло­

вых признаков (7.) находят коэффициент продуктивности (Ксов) при совместной эксплуатации сравниваемых пластов. Далее рассчитывают максимальные годо­ вые отборы нефти при раздельной и совместной эксплуатации сравниваемых пластов и Aq.

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

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

эксплуатационному объекту.

В соответствии с работой [24] между текущим дебитом нефти и текущими извлекаемыми запасами устанавливается прямая пропорциональность, и отно­

105

шение (/) текущего дебита к текущим извлекаемым запасам является постоянной величиной:

где / — постоянный коэффициент; q0 — максимальный годовой дебит нефти (ам­ плитудный дебит); Q0 — начальные извлекаемые запасы нефти.

С увеличением времени эксплуатации нефтяной залежи суммарный отбор нефти Qq из нее будет равным извлекаемым запасам нефти

извлекаемые запасы нефти, введенные в активную разработку к середине /-го

ществующем и в рассматриваемом годах.

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

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

Тщательное изучение и учет геологопромысловых особенностей продуктив­ ных пластов, объединяемых в эксплуатационные объекты, позволяет сделать предварительные выводы о рациональности их объединения, судя по накоплен­ ной добыче за основной срок эксплуатации и по коэффициенту нефтеотдачи. Окончательный выбор оптимального варианта может быть осуществлен путем сопоставления количественных и качественных показателей разработки место­ рождения по отдельным вариантам. В роли последних выступают экономические показатели. Для предприятия рациональным считается такой вариант разра­

106

ботки месторождения, который обеспечивает минимум приведенных затрат с уче­ том фактора времени, общих удельных затрат за основной период разработки и максимум прибыли на 1 руб. капитальных вложений.

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

ГЛАВА III

ПРИНЦИПИАЛЬНЫЕ ОСОБЕННОСТИ ПРОЕКТИРОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ СИСТЕМ РАЗРАБОТКИ

ИВОЗДЕЙСТВИЯ НА НЕФТЯНЫЕ ПЛАСТЫ

ИПОРЯДОК ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ РАСЧЕТОВ

§1. ЗАДАЧИ И ОСОБЕННОСТИ ПРОЕКТИРОВАНИЯ ПРОЦЕССА РАЗРАБОТКИ

Разработка залежи — вызов процесса движения пластовых жидкостей и управление его дальнейшим течением. Обычно это делают с помощью скважин. Надо только установить необходимое их число, схему размещения по площади залежи, время ввода в действие и режимы работы этих скважин. Среди указан­ ных скважин могут быть скважины различного назначения: добывающие (нефтя­ ные); нагнетательные (водяные или газовые); контрольные скважины разных типов (пьезометрические, наблюдательные и т. п.). Все эти вопросы должны быть разрешены при проектировании систем разработки. Намеченная система должна обеспечивать необходимый (диктуемый потребностями страны) уровень добычи нефти при возможно меньших народнохозяйственных издержках и при возможно более полном извлечении нефти из недр. Только при соблюдении этих условий система разработки может быть названа рациональной.

Решить указанную задачу непосредственно (прямым путем) в настоящее время еще невозможно, так как не существует метода, позволяющего определить число, схему, размещение, порядок и режим работы скважин, обеспечивающих тот или иной заданный уровень добычи нефти при минимальных издержках и вы­ сокой нефтеотдаче. Поэтому установить рациональную систему разработки той или иной залежи можно только путем рассмотрения и технико-экономического анализа большой совокупности самых различных схем и вариантов разработки. Для этого определяют основные показатели процесса разработки при осуществле­ нии различных схем и различных вариантов разработки. Другими словами, нужно как бы заставить данную залежь работать в различных технологических условиях. Решить эту задачу путем непосредственного промыслового экспери­ мента невозможно. Тем не менее указанную задачу можно решить либо путем моделирования, либо с помощью гидродинамических расчетов. На модели или путем расчетов вполне возможно заставить залежь «проработать» в самых разно­ образных условиях и получить при этом основные показатели процесса разра­ ботки для таких условий. Эти показатели — база для технико-экономического анализа, в результате проведения которого устанавливаются рациональная схема и наивыгоднейший вариант.

Таким образом, ряд вопросов, имеющих первостепенное значение при про­ ектировании системы разработки, может быть решен только с помощью гидро­ динамических методов.

К таким вопросам в первую очередь следует отнести:

1) определение наивыгоднейших схем размещения добывающих и нагнета­ тельных скважин и порядка их ввода в работу;

2) определение дебитов скважин как добывающих, так и нагнетательных в различные моменты процесса разработки; установление динамики текущей добычи нефти и сопутствующих ей воды и газа в целом по залежи;

107

3) определение сроков работы отдельных групп скважин, а также полного срока разработки залежи; выявление характерных особенностей продвижения границы раздела нефть — вода и нефть — газ. Причем все эти вопросы должны быть решены отдельно для каждого из рассматриваемых различных схем и ва­ риантов разработки.

Сущность гидродинамических методов заключается в определении количе­ ственной связи между поведением дебитов скважин и давлений на забоях этих скважин и на определенных контурах, скоростей и сроков перемещения отдель­ ных частиц пластовой жидкости в зависимости от формы залежи, параметров продуктивного пласта, вязкости нефти, воды и газа или их смесей, числа и взаим­ ного расположения скважин. Расчетные формулы для проведения гидродинами­ ческих расчетов базируются на основных законах фильтрации жидкостей в по­ ристых средах и законах взаимодействия отдельных скважин в процессе их совместной работы.

Чтобы получить качественные данные о ходе процесса разработки перед выполнением гидродинамических расчетов, необходимо собрать возможно более полные и вполне достоверные данные о залежи как объекте разработки. Эти дан­ ные должны охарактеризовать строение залежи, физические свойства пород и жидкостей в пределах залежи, условия эксплуатации скважин, кроме того, необходимы также сведения об окружающей залежь области.

Однако простого сбора данных еще недостаточно для проведения гидродина­ мических расчетов. В связи со сложным строением пластов необходима еще си­ стематизация и определенная идеализация исходных данных.

Дело в том, что залежи нефти обычно имеют весьма сложную форму как в плане, так и по вертикальному разрезу, а такие основные параметры пласта, как мощность, проницаемость и пористость, могут изменяться по площади в зна­ чительных интервалах. Это чрезвычайно усложняет определение основных по­ казателей процесса разработки с учетом всех деталей геологического строения залежи и всех особенностей изменения параметров продуктивного пласта.

В конечном итоге, используя современную высокопроизводительную вы­ числительную технику (ЭВМ или специализированные электроинтеграторы или определенную их комбинацию) можно было бы для той или иной конкретной залежи исследовать процесс разработки во всей его сложности с учетом всех особенностей данной залежи. Правда, это была бы трудоемкая работа. Однако основным препятствием является не трудоемкость такой работы, а то обстоятель­ ство, что для ее проведения почти никогда не бывает достаточно исходных дан­ ных. Дело в том, что при проектировании мы располагаем данными по сравни­ тельно ограниченному числу скважин. Как показывает практика, средние зна­ чения основных пластовых параметров, установленные по этому небольшому числу скважин, мало изменяются после бурения всех остальных скважин. В то же время характер изменения этих же параметров по площади залежи, как пра­ вило, изменяется очень сильно. Указанное обстоятельство в большинстве случаев делает бессмысленным выполнение гидродинамического прогноза хода процесса разработки с учетом всех деталей геологического строения в том виде, как они представляются нам на этой стадии. Только лишь в отдельных случаях, когда основные параметры пласта существенно отличаются на разных частях залежи, имеет смысл выполнять расчеты отдельно по этим частям.

С учетом сказанного после сбора, обработки и систематизации исходных данных для проектирования необходимо построить идеализированную расчетную

^схему залежи^ Так как вертикальные размеры залежи обычно малы по сравне­ нию с горизонтальными, при построении такой схемы, как правило, заменяют

действительную картину фильтрации ее проекцией на горизонтальную плоскость. Далее фактический постеленный переход от нефтенасыщенной части залежи к водоносной заменяют расчетным контуром нефтеносности с вертикальным водонефтяным контактом. Полученную фигуру расчетного контура нефтенос­ ности заменяют фигурой правильной геометрической формы: полосой, кругом, кольцом, сектором кольца или круга или, наконец, фигурой, состоящей из серии примыкающих друг к другу участков простых указанных форм.

Для построенной таким образом идеализированной расчетной схемы залежи принимается гипотеза об однородности пласта как по площади залежи, так и по

108

вертикальному разрезу. Параметры такого расчетного пласта устанавливают путем осреднения по определенным правилам фактических исходных данных. Для получения более полных данных о разработке пользуются расчетными схе­ мами неоднородного пласта. В дальнейшем все различные принципиальные схемы процесса и варианты расстановки скважин рассчитываются и анализируются для идеализированной расчетной схемы. В результате технико-экономического анализа выбирается рациональная система разработки. Таким путем более или менее правильно устанавливают рациональное число скважин на залежи и схему их размещения, наиболее эффективные режимы работы скважин, уровень добычи нефти по залежи и его изменение во времени, срок извлечения основных про­ мышленных запасов нефти, средние сроки работы различных групп скважин.

Необходимо, однако, учитывать, что это лишь общие и средние показатели процесса разработки. В действительности благодаря сложности геологического строения залежи дебиты отдельных скважин и сроки их работы, а также даже продуктивность и сроки разработки отдельных участков залежи могут значи­ тельно отличаться от средних проектных данных. Не следует догматизировать цифровые данные проекта и нужно помнить о принципиальном отличии проекта разработки от проекта того или иного предприятия или сооружения.

Понятно, что чем полнее и достовернее исходные данные об объекте, тем до­ стовернее выходные данные проекта. Поэтому для повышения качества проекти­ рования целесообразно применять двухстадийное, а в особо сложных случаях иногда и трехстадийное проектирование. В этом случае порядок выполнения работ следующий.

По данным разведочных скважин путем, указанным выше, составляется технологическая схема разработки, характеризующая возможность залежи и обосновывающая рациональную систему ее разработки. По этой схеме с целью получения достоверного и достаточно детального освещения залежи намечается бурение первоочередных скважин не подряд, исходя из организационно-техни­ ческих выгод проведения процесса бурения, а по разреженной сетке, по возмож­ ности; по всей площади залежи. По этим скважинам собирают обычные геологи­ ческие, геофизические и лабораторные данные и проводят в них широкий и все­ сторонний комплекс гидродинамических исследований с целью определения основных параметров пласта по всей площади залежи непосредственно по данным фильтрации реальной Пластовой жидкости.

Лишь после проведения такой программы исследований можно приступить к составлению проекта разработки, учитывающего основные характерные детали строения залежи и более достоверного, чем технологическая схема разработки. Однако и при таком порядке проектирования нельзя рассчитывать, что в проекте могут быть установлены заранее на весь срок разработки все детали хода про­ цесса. Несомненно, и в этом случае по мере развития процесса разработки (по мере накопления новых фактических данных), а также по мере появления новых технических возможностей в проект необходимо будет вносить отдельные уточ­ нения и коррективы.

Однако эти уточнения и коррективы будут менее значительными, чем при одностадийном проектировании, а возможность принятия неудачных систем и ошибочных рекомендаций снизится в несколько раз.

Из всего сказанного вытекает, что при проектировании необходимо пред­ усмотреть такой порядок проведения работ по разработке залежи, который поз­ волял бы дополнять запроектированную систему разработки в соответствии с выявленными изменениями условий эксплуатации и по мере накопления допол­ нительных данных о геологическом строении залежи, основных параметрах пласта и т. п.

§ 2. СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ И ПРИНЦИПЫ ВЫБОРА МЕТОДА ИСКУССТВЕННОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ

Процесс разработки нефтяной залежи может протекать как при влиянии только природных источников энергии, так и при использовании различных мето­ дов воздействия на пласт. При использовании различных методов воздействия на пласт процесс разработки будет протекать более интенсивно, а иногда и с боль­

109

шей полнотой извлечения запасов нефти. Достигнутый при этом выигрыш в тем­ пах, а в ряде случаев и в запасах потребует в свою очередь проведения дополни­ тельных работ и дополнительных материальных затрат. Поэтому возникает вопрос, мсжно ли для извлечения нефти использовать только природную энер­ гию, удовлетворит ли она нас как в отношении скорости, так и в отношении полноты извлечения запасов нефти или необходимо применять какое-то воздей­ ствие на пласт? В последнем случае необходимо установить вид воздействия (за­ качка воды, газа, пара или другого агента) и схему воздействия (закачка воды за контур или внутри или применение площадного заводнения, нагнетание газа в газовую шапку, в среднюю часть залежи, насыщенную нефтью, или же по всей площади залежи). Нужно также установить, какое следует поддерживать в пла­ сте, на линии или на линиях нагнетания давление (равное начальному пласто­ вому давлению, ниже или выше его). При нагнетании пара необходимо опре­ делить наиболее оптимальные его параметры.

В ряде случаев решить вопросы, необходимые при выборе принципиальной схемы воздействия на пласт — принципиальной схемы разработки данной за­ лежи, только на основании гидродинамических расчетов не представляется воз­ можным. Тогда проводят экономическую оценку различных вариантов воздей­ ствия на пласт. Лишь только после этого будет достаточно данных для выбора наилучшей в рассматриваемых условиях схемы воздействия на пласт.

Правильно ответить на вопрос о возможности использования только есте­ ственной энергии можно лишь на основании изучения внешней (законтурной) области залежи и газовой шапки, если таковая имеется. Необходимо выяснить значения основных параметров пласта в законтурной области, а главным образом се протяженность и наличие естественных источников поддержания пластового давления — зон питания пласта сточными водами.

Характеристика внешней области залежи устанавливается различными сред­ ствами, начиная с использования всех данных разведки не только исследуемой залежи, но и соседних. Однако основную, полноценную гидродинамическую характеристику внешней области, как правило, определяют по данным наблюде­ ния за падением давления в залежи в связи с отбором из нее жидкости.

На основании анализа изменения пластового давления в течение опытной эксплуатации залежи получают обычно обобщенное описание внешней зоны, характеризующейся коэффициентом Z, предложенным акад. АН СССР А. П. Кры­

бесконечности пласта.

Зная коэффициент Z, с помощью соответствующих расчетов по теоретическим формулам уже нетрудно предсказать изменение пластового давления при различ­ ных темпах разработки залежи. Точность этого предсказания находится в прямой зависимости от точности определения коэффициента Z, что в свою очередь зави­ сит от точности замеров пластового давления и продолжительности проводив­ шихся наблюдений. Для выполнения этих расчетов вполне допустимо восполь­ зоваться самым простейшим видом схематизации залежи — равновеликим по площади кругом (или его части при наличии установленных сбросов или зон выклинивания пласта) при постоянной добыче. Обычно имеет смысл рассмотреть три варианта разработки, отличающихся друг от друга по темпам. Например, для залежей небольших размеров следует рассмотреть сроки разработки за 7, 15 и 25 лет, для залежей более крупных — за 10, 20 и 30 лет. Наиболее про­ должительные сроки принимают главным образом для придания безусловности расчетам: если оказывается, что и в эти сроки невозможен процесс разработки залежи при влиянии природных источникоз энергии, то можно считать вопрос решенным окончательно в пользу поддержания пластового давления.

Уровень добычи нефти, который для простоты в этом расчете принимаем постоянным, определяется делением промышленных запасов нефти в залежи на предполагаемый срок разработки.

Если в залежи имеется газовая шапка, необходимо оценить возможности разработки залежи за счет естественной энергии. Для этого, так же как и в пре­

1 См. гл. IV.

110