Долговечность скважин и нефтеотдача пластов

Один из наиболее важных показателей системы разработки нефтяного месторождения – плотность сетки размещения скважин. От нее зависят, с одной стороны, темп отбора нефти и суммарные извлекаемые запасы нефти, а с другой стороны, экономические затраты. Очевидно, надо рассматривать не какую-то начальную, а устойчивую во времени плотность сетки скважин.

В теории разработки нефтяных месторождений, а вернее сказать, в значительной известной части этой теории (во многих опубликованных и применяемых методиках проектирования) достигаемую конечную нефтеотдачу пластов никак не связывают с долговечностью скважин. Рассуждая логично, сравнивая процесс нефтеотдачи с другими наблюдаемыми производственными процессами, можно понять и доказать, что это совершенно ошибочно. Таким образом, чем выше долговечность, тем выше нефтеотдача. Не учитывать долговечность скважин можно только в крайних случаях, …
когда она заведомо больше времени разработки нефтяной залежи, когда по каждой скважине выходят из строя после выполнения своей технологической функции.

В действительности два принципиально различных процесса выполнение скважинами технологической функции и выход из строя вследствие поломки или потери промышленной производительности – протекают взаимно независимо (инвариантно), причем не последовательно, а параллельно. Необходимое время работы скважин различается вследствие их расположения в разных рядах – первом или втором, их различия по дренируемой нефтяной площади и из-за зональной неоднородности продуктивных пластов по проницаемости. Возможное время работы скважин зависит от природно-климатических и горно-геологических условий и случайности действия различных отрицательных факторов.

При отсутствии дублирования скважин, вышедших из строя, но не отобравших свои извлекаемые запасы нефти, доля снижения извлекаемых запасов нефти в целом по всей нефтяной залежи будет

,

где qO – амплитудный дебит нефтяной залежи; TC – среднее возможное время работы скважины или средняя долговечность скважины; QOO – потенциально возможные извлекаемые запасы нефти без учета ограниченной долговечности скважин, т.е. при предположении неограниченно большой долговечности скважин TC→∞.

В таком случае действительные начальные извлекаемые запасы нефти всей залежи

При дублировании вышедших из строя скважин и при условии, что приходящиеся на новую скважину-дублер еще не отобранные извлекаемые запасы нефти больше или равны QOO‘+, доля снижения начальных извлекаемых запасов нефти в целом по всей залежи

где nO – общее число скважин по проектной сетке.

С учетом этого действительные начальные извлекаемые запасы нефти всей залежи

Таким образом получается, что при расчете извлекаемых запасов нефти, кроме известных трех коэффициентов –сомножителей, совместно образующих коэффициент нефтеотдачи КНО, надо учитывать четвертый коэффициент К4

В этой формуле К1 – коэффициент учитывающий геометрию и плотность сетки скважин и схему размещения нагнетательных среди добывающих скважин, а также прерывистость продуктивных пластов; при обычно применяемых равномерных или почти равномерных сетках скважин и интенсивных схемах заводнения этот коэффициент имеет вид

где ω – доля неколлектора по площади распространения нефтяных слоев и пластов; d – шаг случайного изменения коллекторских свойств; S’=S/nO; S – вся рассматриваемая нефтеносная площадь залежи.

Коэффициент вытеснения K2 учитывает микронеоднородность нефтенасыщенных пород и действие капиллярных сил на контакте нефти и вытесняющего агента, обычно его определяют в лабораторных условиях на образцах керна при достаточно большой (теоретически неограниченно большой) прокачке вытесняющего агента.

Произведение первых двух коэффициентов К1К2 показывает долю подвижных запасов нефти геологических балансовых запасах нефти Qб, доступных извлечению при неограниченно большой прокачке вытесняющего агента (расчетная доля агента в дебите жидкости приближается к единице А→1, а расчетная доля нефти к нулю 1—А→0) и неограниченно большой долговечности скважин (ТС→∞).

Коэффициент использования подвижных запасов нефти К3 учитывает неравномерность вытеснения нефти агентом (V2 – расчетная послойная неоднородность пластов – показатель неравномерности вытеснения нефти в типичную добывающую скважину) и ограниченную по экономическим соображениям предельную минимальную долю нефти в дебите жидкости (1—А>0), т.е. ограниченную максимальную прокачку агента (F<∞, где F – расчетный суммарный отбор жидкости в долях подвижных запасов нефти),

Более точно величины К3 и F при заданных значениях V2 и А определяют по специальным таблицам. Коэффициент долговечности системы разработки нефтяной залежи К4 учитывает ТС – среднее время отбора потенциальных извлекаемых запасов нефти и минимальные еще не отобранные запасы нефти на одну скважину-дублер

Начальные извлекаемые запасы нефти при отсутствии дублирования вышедших из строя скважин

Дополнительные начальные извлекаемые запасы нефти за счет дублирования вышедших из строя скважин

где qO‘ – амплитудный дебит на одну скважину проектной сетки, который увеличивается при увеличении плотности – при увеличении числа скважин nО,

nOi – общее число скважин той сетки, для которой были определены коэффициенты продуктивности скважин и qOi‘.

Дублирование вышедших из строя скважин требует бурения довольно большого числа новых скважин

где F+ — расчетный суммарный отбор жидкости в долях подвижных запасов нефти, соответствующий величине К+3, которую определяют по уже приведенной формуле

В качестве основного параметра проектируемой системы разработки нефтяной залежи можно взять удельные извлекаемые запасы нефти на одну пробуренную скважину, включая в общее число пробуренных как скважины по проектной сетке, так и скважины-дублеры,