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

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 Q_OO'+, доля снижения начальных извлекаемых запасов нефти в целом по всей залежи

где n_O – 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 К_НО, 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/n_O; 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 Q_б, 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 (Т_С→∞).

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 Т_С – 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 q_O' – амплитудный дебит на одну скважину проектной сетки, который увеличивается при увеличении плотности – при увеличении числа скважин n_О,

n_Oi – общее число скважин той сетки, для которой были определены коэффициенты продуктивности скважин и q_Oi'.

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,