Снижение коэффициента продуктивности при совместной эксплуатации нескольких пластов по нефтяным месторождениям различных нефтедобывающих районов страны

Месторождение	Пласт	Коэффициент продуктивности	Суммар­ный коэффициент продук­тивности	Совмест­ный коэффициент продук­тивности	Разница между суммарными совмес­тимым коэффициентами продуктивности
		т/(сут*кгс/см2)
Мухановское	С-I	17,2/62	—	—	—
	С-II	1,1/15	—	—	—
	С-I + С-II	—	18,3/77	15/3	3,3
	C-III	2,9/3	. —	—	—
	С-II+С-III	—	4,0/18	3,2/21	0,8
	C-IVa	1,5/3	—	—	—
	С-IVб	11,5/2	—	—	—
	С-IVа + С-IV6	—	13,0/5	6,3/3	5,7
	С-II +III+IVа	—	5,5/21	3,71/8	1,79
	С-II+III+IVа+б	—	17,0/23	13,2/3	3,8
	Д-I	0,6/6	—	—	—
	Д-II	10,6/6	—	—	—
	Д-I+Д-II	—	11,2/11	6,3/6	4,9
Михайловско- Коханское	С-Iа	4,375/4
	С-II	7,65/4
	С-Iа+С-II		12,02/8	8,2/9	3,82
	C-III	1,8/8
	C-Ia+C-II+C-III		13,82/16	7,9/2	5,92
Неклюдовcкое	С-Iа	4,97/13
	С-II	3,25/4
	С-Iа + С-II		8,22/17	5,25/4	2,97
Полгорненское	С-II	8,8/2
	С-III	7,2/8
	С-II+С-III		11/10	7,4/13	3,6
Бариновско-Лебяжинское	Б0	4,0/2
	Б2	4,25/2
	Б0+ Б2		8,25/4	7,6/5	0,65
продолжение табл. 24
Сызранское	Б1	4,7/3
	Б2	4,3/16
	Б1+Б2		9,0/19	4,5/12	4,5
Карлово- Сытовское	Б1	7,3/16
	Б2	4,6/2
	Б1+ Б2		11,9/18	6,6/3	5,3
Ярино-Камен-ноложское	Т л- 2	6,9/14
	Бб-1	7,7/10
	Тл-2+Бб-1		14,6/24	8,9/18	5,7
Западно- Сургутское	БС1	5,95/45
	БС2-3	5,05/13
	БС1+БС2-3		11,0/58	8,03/10	2,97
	БС10	1,55/42
	БС1+БС10		7,5/87	5,81/38	1,69
	БС1+БС2-3+БС10		12,55/100	7,34/13	5,21
Усть-Балыкское	БС1	6,1/46
	БС2-3	6,0/30
	БС4	3,3/11
	БС1 + БС2-3		12,1/76	10,2/36	1,9
	БС 1+ БС2-3+БС 4		15,4/87	11,6/27	3,8
Самотлорское	АВ1	9,18/17
	АВ2-3	7,6/32
	АВ1+АВ2-3		16,76/49	10,1/5	6,67
	АВ4-5	10 ,2 3/21
	АВ2-3+АВ4-5		17,83/53	12,52/9	5,31
	БВ8	27,08/66
	БВ10	8,25/13
	БВ8+БВ10		35,33/79	32,69/11	2,64
Правдинское	БС5	2,48/2
	БС6	3,64/35
	БС5 + БС6		6,12/37	4,41/13	1,71

В знаменателе дроби число наблюдений.

Причины снижения К_совм относительно К_разд изучены еще не­достаточно. Неясна и физическая сущность явления. Одни иссле­дователи считают, что снижение коэффициента продуктивности за­висит от перетоков жидкости из одного пласта в другой, дру­гие уделяют большее внимание потерям, возникающим в связи с гидравлическими сопротивлениями в стволе скважины [42], тре­тьи объясняют это явление техническими причинами — диаметром НКТ или приема глубинного или погружного насоса, четвертые считают, что этот факт можно объяснить взаимовлиянием эксп­луатационных пластов [21, 23, 33, 36].

Основные причины снижения коэффициента продуктивности в скважинах, эксплуатирующих несколько пластов, можно объе­динить в две группы:

1. эксплуатационные причины, связанные с сокращением дебитов нефти и с условиями подъема жидкости по стволу насосно-компрессориых труб, т.е. за счет работы различного типа подъемников [42];

2. геолого-промысловые причины, вызванные взаимовлиянием пластов, обусловленным изменениями их свойств по площади и по разрезу [7].

Первая группа причин — потери нефти при ее подъеме по стволу скважины. Многие технологические процессы в нефтедо­быче связаны с движением газожидкостных смесей по подъемным трубам. Теоретические и экспериментальные исследования дви­жения газожидкостных смесей по трубам вести очень трудно, так как перепад давления на концах трубы зависит от многих фак­торов: плотности смеси, гидравлических сопротивлений, наличия воды, свободного газа и т.д. Все исследования проводились в двух направлениях: обрабатывались экспериментальные данные и бы­ли рекомендованы эмпирические зависимости; составлялись диф­ференциальные уравнения и затем выводились частные решения. В последнее время экспериментальные данные обрабатываются преимущественно с использованием безразмерных параметров. Закономерности движения смесей в вертикальных трубах изуче­ны еще недостаточно, и рекомендуемые различными авторами аналитические и эмпирические зависимости являются прибли­женными.

При движении жидкостей по трубам создаются гидравличес­кие сопротивления (например, трение), которые зависят не только от свойств смеси, но и от ее структуры, особенно от газосо­держания. Результаты опытов показывают, что при движении смеси потери напора больше, чем при движении только одной жидкости. Потери добычи при гидравлических сопротивлениях при объединении нескольких продуктивных пластов достигают всего 7—12% от суммарной добычи нефти [36, 42].

Работу подъемника нельзя анализировать отдельно от работы пласта, так как это процессы взаимосвязанные. При различии геолого-физических свойств пластов (вязкости и плотности нефти, пластовых давлений) будут изменяться соответственно и потери нефти из-за гидравлических сопротивлений. Поскольку в пределах одного или даже группы месторождений конструкции колонны подъемных труб обычно однотипные, а продукция скважин отли­чается не очень существенно, результаты исследований одной или группы скважин по определению потерь нефти за счет гидравли­ческих сопротивлений могут экстраполироваться и на другие сква­жины, но с учетом работы пластов и особенно их взаимовлияния.

2. Вторая группа причин, приводящая к снижению коэффи­циента продуктивности скважин, эксплуатирующих несколько нефтеносных пластов, изучена еще недостаточно. В ряде работ, например, приведены соответствующие геолого-промысловые пока­затели и критерии, учет которых необходим при оценке возмож­ности объединения нескольких продуктивных пластов в один эксплуатационный объект [7]. При этом часто указывается, что хотя дебит скважины, в которой произведено объединение пластов, и увеличивается, однако он всегда меньше суммарного дебита от­дельных пластов при их раздельной эксплуатации. Тогда вполне логично предположить, что снижение дебита вызвано взаимовлия­нием (интерференцией пластов), которое происходит из-за отличия их геолого-промысловых признаков.

Этот вывод подтверждается и анализом разработки длительно разрабатываемых эксплуатационных объектов. Например, на ме­сторождении Сураханы отмечено взаимовлияние пластов, причем подчеркивается, что единственной причиной взаимовлияния явля­ется совместная эксплуатация ряда скважин, по которым проис­ходит сообщение по пласту. На месторождениях Кум-Даг и Котур-Тепе (Туркмения) взаимовлияние пластов и интерфе­ренция скважин происходят в основном по тектоническим трещи­нам, что аналогично сообщению пластов по скважинам. Чем боль­ше разница в коллекторских свойствах пластов, тем будет наблю­даться большее их взаимовлияние.

Взаимовлияние (интерференция) пластов при их совместной эксплуатации приведет и к снижению конечного коэффициента нефтеотдачи многопластовых эксплуатационных объектов. Этот вывод подтверждается результатами разработки нефтяных место­рождений Самарской области, где совместно эксплуатируется от двух до пяти продуктивных пластов. Аналогичный вывод получен на нефтяных месторождениях Азербайджана, Мангышлака, Перми, Башкирии, Республики Коми.

Максимальное снижение продуктивности скважин, эксплуати­рующих совместно несколько продуктивных пластов, как было отмечено выше, достигает 35—45% по сравнению с суммарной до­бычей раздельно разрабатываемых пластов. Вероятно, из-за взаи­мовлияния пластов эта величина уменьшится на 25—35%. Напри­мер, при максимальном уровне добычи нефти 5,4 млн.т в год по Западно-Сургутскому месторождению сокращение добычи при совместной эксплуатации пластов составит 1,5 млн.т в год, а до­ля, обусловленная непосредственно их взаимовлиянием, — 0,810 —1,350 млн.т в год, на Усть-Балыкском месторождении уменьше­ние добычи при совместной эксплуатации трех пластов составит 1,0 — 1,6 млн.т в год.

В настоящее время в ряде работ отмечается, что при совмест­ной эксплуатации нескольких пластов добыча нефти равна сум­марной ее добыче из каждого пласта в отдельности при условии их самостоятельной разработки. Причем подчеркивается, что эта закономерность сохраняется и для пластов, имеющих одинаковую проницаемость, гидропроводность и т.д.

Однако даже при одинаковых проницаемости и гидропроводности наблюдается взаимовлияние пластов, уменьшение дебита нефти по сравнению с суммарной добычей нефти по каждому пласту при условии его раздельной эксплуатации. При объе­динении пластов происходит значительное ухудшение условий раз­работки по сравнению с раздельной эксплуатацией, сокращается время безводной эксплуатации, уменьшается конечный коэффи­циент нефтеотдачи и т.д.

В то же время практически совмещаемые пласты никогда не будут иметь одинаковую проницаемость. При равном среднем значении проницаемости по каждому пласту наблюдается значи­тельная разница этих значений по отдельным скважинам, т.е. по разрезу и по площади.

Для выяснения закономерностей в плановом соотношении гео­лого-промысловых свойств сравниваемых пластов значительную помощь могут оказать графики корреляционной зависимости (предложенные М.М. Саттаровым) между эффективной мощ­ностью, проницаемостью, гидропроводностью, вязкостью нефти и т.д. в одной скважине. В результате статистической обра­ботки этих графиков могут быть получены следующие зависи­мости:

Х_i(1)=f(X_i(2)), (16.3)

где Х_i(1) –й признак по 1 сравниваемому пласту, X_i(2)-й признак по 2 пласту.

Такие зависимости можно вычислять как для пластов, так и для отдельных их частей. При этом получаемые парные коэф­фициенты корреляции могут быть использованы для оценки сте­пени различия сравниваемых пластов по соответствующим геолого-промысловым признакам.

С целью иллюстрации этих положений нами были построены графики корреляционных зависимостей между эффективной мощ­ностью и проницаемостью по некоторым смежным пластам За­падно-Сургутского, Усть-Балыкского, Правдинского, Самотлорского месторождений в одной и той же скважине (рис.35). На гра­фиках видно, что в распределении средних значений этих геолого-промысловых признаков есть значительное несоответствие. Так, несоответствие проницаемости проявляется в значительном разбро­се точек, коэффициенты корреляции колеблются от 0,2 до 0,45. Следует отметить, что при таком несоответствии проницаемости по отдельным скважинам средние значения этого признака, на­пример, по пластам БС₁ и БС_2-3 Усть-Балыкского месторождения оказываются довольно близкими, составляя соответственно 550 и 580 мД.

Рис. 35. Графики корреляционной зависимости между геолого-промысловыми признаками по продуктивным пластам Усть-Балыкского месторождения.

Составил В.Г. Каналин

Кроме того, при вычислении среднего значения признака по тому или иному пласту в одной и той же скважине не учитывается или в недостаточной степени учитывается его распределение по разрезу скважины. Например, значения проницаемости по раз­резу скв.66 Усть-Балыкской площади изменяются от 40 до 900 мД, скв. 301 — от 5 до 1100 мД. Показания эффективной мощности отдельных интервалов пласта, например, по скв. 67 Усть-Балыкского месторождения колеблются от 0,6 до 4,4 м. Сле­довательно, значительные изменения геолого-промысловых призна­ков по площади и по разрезу многопластовых эксплуатационных объектов приведут к значительному взаимовлиянию объединяе­мых пластов.

Какова же все-таки физическая сущность снижения коэффи­циента продуктивности при совместной эксплуатации пластов (К_совм)? Взаимовлияние пластов будет обусловлено в основном распределением давления по объему многопластового эксплуа­тационного объекта, которое зависит от изменения геолого-про­мысловых признаков как по площади, так и по разрезу пластов. Действительно, изменение давления и его распределение по объему многопластового эксплуатационного объекта согласно формуле Дюпюи будет зависеть от дебита нефти, проницаемости, эффективной мощности, вязкости нефти, расстояния между скважинами:

∆р= (16.4)

где ∆р — величина депрессии, кгс/см²; q — дебит нефти, см³/с; R_k— расстояние между скважинами, м; r₀ — радиус скважины, см; k_пр— проницаемость, Д; μ—вязкость жидкости, сП; h— мощность плас­та, см. Этот вывод подтверждается проведенными исследованиями на месторождениях Туркмении.

В работе М. Маскета указывалось, что на коэффициент продук­тивности интегральное влияние оказывают геолого-промысловые, технические и технологические факторы, т.е. условия эксплуатации скважин. Следовательно, эти же факторы будут интегрально ока­зывать влияние на коэффициент продуктивности при совместной эксплуатации пластов и на величину его снижения по сравнению с раздельной их эксплуатацией. Приобщение любого пласта при­ведет к более сложному перераспределению пластовых и забой­ных давлений в многопластовом эксплуатационном объекте из-за отличий геолого-физических свойств пластов, что явится причиной увеличения их взаимовлияния. Естественно, что это отразится и на потерях в текущей и суммарной добыче нефти.

Отмеченные факты снижения коэффициента продуктивности при совместной эксплуатации пластов установлены на месторож­дениях как старых, так и новых нефтедобывающих районов стра­ны, например Западной Сибири. Из табл.24 следует, что вели­чина снижения средних коэффициентов продуктивности, равная разнице между суммарным и совместным коэффициентами про­дуктивности,

= (16.5)

тем больше, чем большее число пластов объединяется в один эксплуатационный объект.

Например, на Западно-Сургутском месторождении величина снижения средних коэффициентов продуктивности скважин , эксплуатирующих совместно пласты БС₁+БС_2-3 и БС₁+БС₁₀, со­ставляет 1,69—2,97т/(сут*кгс/см²), при совместной эксплуатации трех пластов (БС₁+БС_2-3+БС₁₀) ∆К уже увеличивается до 5,21 т/(сут*кгс/см²). Аналогичная картина наблюдается наУсть-Балыкском месторождении, где средние коэффициенты продуктивности скважин, эксплуатирующих совместно пласты БС₁ и БС_2-3, сни­жаются на величину ∆К=1,9, а в случае приобщения третьего пласта (БС₄) значение ∆К увеличивается до 3,8 т/(сут*кгс/см²). При совмещении в один эксплуатационный объект большого ко­личества пластов степень снижения коэффициента продуктивности будет достигать еще более значительной величины. Максималь­ная величина уменьшения коэффициента продуктивности при сов­местной эксплуатации по сравнению с раздельной достигает 35— 45%.

Очевидно, отмеченные явления нужно учитывать при решении вопроса об оптимальном варианте объединения нескольких про­дуктивных пластов в один эксплуатационный объект на стадии составления технологической схемы, генеральной схемы или про­екта разработки многопластового нефтяного месторождения.

Если через λ обозначить определенную количественную харак­теристику степени различия пластов

λ= , (16.6)

где —среднее значение какого-либо геолого-промыслового при­знака первого пласта; — среднее значение этого же признака по второму пласту, то можно записать, что

; (16.7)

где n — число объединяемых пластов; h_эф—эффективная мощность; k_пр — проницаемость; μ—вязкость нефти; γ—плотность нефти, k_р — расчлененность; k_п — песчанистость; Р_пл — пластовое давление; L —расстояние между объединяемыми пластами.

Определив и используя методику гидродинамических расчетов, учитывающую коэффициенты продуктивности [25, 28], можно определить возможное снижение добычи нефти при раз­личных вариантах объединения нескольких пластов в эксплуата­ционные объекты. Оценив экономическую эффективность каждо­го из рассмотренных вариантов, можно принять решение о наибо­лее оптимальном варианте объединения продуктивных пластов в эксплуатационные объекты в разрезе многопластовых нефтяных месторождений.

Особенное значение вопрос приобретает для новых многопла­стовых нефтяных месторождений, так как выработка объективных рекомендаций по выделению эксплуатационных объектов в этом случае позволит уменьшить вероятность серьезных ошибок при проектировании разработки и сократить возможные дополнитель­ные капитальные вложения на последующее исправление допу­щенных ошибок.

Очевидно, что назрела необходимость в создании метода про­гнозирования возможных снижений коэффициентов продуктив­ности скважин при объединении нескольких нефтяных пластов в один эксплуатационный объект на новых многопластовых место­рождениях.