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

Уравнение объемного баланса можно выразить также в виде

Уравнения (XIX.9) и (XIX. 10) действительны для залежей, которые разра­ батывают при смешанном режиме. Если не наблюдается вторжение воды в пласт

Если отсутствует в залежи свободный газ "(Г = 0), уравнение (XIX.9) примет вид

И если в залежи отсутствует начальная газовая шапка и недостаточен напор воды, уравнение баланса сводится к виду

Большой интерес для анализа разработки нефтяных залежей представляет определение относительного влияния каждого механизма нефтеотдачи при сме­ шанном режиме дренирования пласта. Пирсон предложил преобразовать урав­ нение (XIX.9), решив его относительно единицы:

Слагаемые в левой части уравнения (XIX. 14) представляют собой доли в суммар­ ном отборе из пласта нефти и газа за счет соответственно расширения начальной нефтяной зоны, расширения начальной газовой шапки и вторжения воды в про­ дуктивный пласт. Используя обозначения Пирсона, уравнение (XIX. 14) запи­ шем в виде

считать пропорциональным снижению пластового давления относительно перво­

413

и пластовое давление сохраняются постоянными, что характерно для активного

водонапорного режима, тогда расход вторгающейся воды выражается уравне­ нием

где R — текущий газонефтяной фактор, учитывающий отбор свободного и неф­ тяного газа.

Используя двухфазные коэффициенты пластового объема, после несложных преобразований уравнение (XIX. 18) приведем к виду

Решая совместно уравнения (XIX. 16) и (XIX.20), можно определить кон­ станту вторжения воды:

где рст — стабилизированное среднее пластовое давление. Если пластовое давление постоянное в течение некоторого периода разработки, а расход при от­ боре пластовой жидкости переменный, можно определить объем вторжения воды из суммы добычи газа, нефти и воды за рассматриваемый период стабилизиро­ ванного давления:

&Wp = В0 Д<ЭИЗ 4- (ЛСр - Яго Л<2из) Вг + bBAWu3. (XIX.22)

Здесь AGp, AQH3, Д№из— добыча газа, нефти и воды соответственно в стан­ дартных условиях.

Константу заводнения находят из соотношения

где At — период постоянного пластового давления.

Объем вторгающейся в пласт воды можно определить и другими способами, не связанными с методом материального баланса.

М а т е р и а л ь н ы й б а л а н с в у с л о в и я х у п р у г о г о р е ­ ж им а. Вследствие сжимаемости породы и содержащейся в ней связанной воды в природе нет продуктивных пластов, разрабатываемых при волюметрическом

414

режиме, т. е. сохраняющих в процессе разработки постоянный поровый объем. Тем не менее это относится и к залежам, не подверженным вторжению воды из области питания. Но в таком случае следует учитывать, что объем коллекторов слегка изменяется во время снижения давления. При падении среднего давления в пласте от начального значения р0 до некоторой величины р начальный поро­ вый объем пласта Упо уменьшается до Vn. С помощью среднего коэффициента сжимаемости пористой среды рс, выраженного в единицах порового объема, можно определить Vn при снижении давления на Ар:

Кроме того, при снижении давления в пласте объем нефти также изменяете i. Это изменение можно выразить через среднюю сжимаемость нефти в следующем виде:

Исходя из равенства алгебраической суммы объемных изменений газожидко­ стных смесей и продуктивного коллектора при падении давления в пласте на Ар, получаем уравнение материального баланса в следующем виде:

Коэффициент при Ар в (XIX.29) называют эффективной сжимаемостью пласта:

В условиях волюметрического режима пласта можно пренебречь добычей воды (№из = 0), при этом не происходит вторжения воды (Wp = 0). Тогда урав­ нение (XIX.32) упрощается:

Как и следовало ожидать, уравнение (XIX.33) по сути совпадает с основ­ ным уравнением упругого режима, полученным В. Н. Щелкачевым и выража-

415

к)щйм взаимосвязь между падением среднего пластового давления й упругим 3ai пасом пласта через коэффициент упругоемкости Р*.

Последнее уравнение еще более упрощается, если пренебречь сжимаемостью породы и связанной воды. С учетом (XIX.28) при (Зс = 0и(3в = 0 получим

Как показывают расчеты, нефтеотдача при этом режиме не превышает несколь­

ном случае Кг характеризует объем свободного газа, который может содержаться в коллекторе в виде изолированных пузырьков.

где BrGr — объемное количество свободного газа в пласте при текущем давле­ нии. Эту величину, определяют следующим образом:

Gc - QaRvo - Юз - Qua) Rr ~ QnaRp, (XIX.36)

тогда нефтеотдачу при режиме газированной жидкости вычисляют по формуле

нию всего отобранного из пласта газа к добытой нефти йг/физ, входит в знаме­ натель, т. е. чем больше газонефтяной фактор, тем меньше нефтеотдача. Отсюда следует важный вывод о необходимости снижения текущего газонефтяного фак­ тора путем уменьшения дебитов или даже консервации скважин с высоким со­ держанием газа, а также возвращая его весь или частично в пласт с целью по­

41в

Если в продуктивный пласт вода поступает из естественной зоны (области) питания, то в уравнении (XIX.39) объем вторгающейся воды Wp является второй неизвестной величиной. Задача по определению начальных запасов нефти при неизвестном Wp решается достаточно просто. Методика такого определения заключается в совместном решении ряда уравнений (XIX.39) для соответству­ ющих интервалов разработки эксплуатационного объекта и вычисления из ряда линейных уравнений констант вторжения воды в пласт и начального запаса нефти.

При стационарном режиме притока воды в пласт из области питания урав­ нение (XIX.39) имеет вид

Интеграл в правой части уравнения определяется приближенно при помощи планиметрирования площади поверх кривой давления во времени.

П р о г н о з и р о в а н и е н е к о т о р ы х п о к а з а т е л е й р а з ­ р а б о т к и . Помимо возможности прогнозировать по промысловым данным текущую нефтеотдачу т], формулы для вычисления которой приведены выше для всех режимов работы продуктивного пласта, метод материального баланса поз­ воляет определять и другие показатели. В частности, легко найти текущую нефтейасыщенность в зависимости от текущей нефтеотдачи и характеристик нефти, газа и воды. Так, для волюметрических режимов формула для определения нефтейасыщенности следующая:

При водонапорном режиме средняя водонасыщенность пласта непрерывно увеличивается от своего начального значения, равного насыщенности связан­ ной водой. Текущая средняя по пласту нефтенасыщенность прогнозируется путем определения объема вторгающейся воды в пласт.

Исходя из уравнений течения нефти и газа в пласте, определяют относи­ тельную проницаемость.

Если

где q — расход газа в потоке газированной жидкости в пласте, то аналогично

Здесь qu — расход нефти в потоке; kr и кя — фазовые проницаемости по газу

с уравнением (XIX.46), вместе с нефтью подходит газ, находящийся при данном забойном давлении в растворе. Чтобы получить суммарный газонефтяной фактор, необходимо к правой части уравнения добавить текущий объем растворенного Rr газа в нефти:

отсюда легко получить формулу для вычисления относительной проницаемости:

Здесь By берется в виде обратной величины, чтобы соблюдались размерности, т. е. Вг в м /м.

Коэффициент продуктивности скважины с понижением давления в пласте непрерывно уменьшается. При больших депрессиях на пласт значения прони­ цаемости для нефти &н> вязкости jlih и объемного коэффициента Ья существенно изменяются в пределах призабойной зоны пласта.

(Ро—Рс) In —

Рс

Интеграл в уравнении можно получить графическим путем. Вообще решить этот интеграл практически невозможно, так как относительная нефтепроницаемость kn лишь косвенно зависит от давления. Понижение коэффициента продуктивности относительно начального значения определяется из соотношения

Используя изложенные указания, можно определить относительное умень­ шение коэффициента продуктивности при снижении давления.

И с п о л ь з о в а н и е м е т о д а н а и м е н ь ш и х к в а д р а т о в в р а с ч е т а х м а т е р и а л ь н о г о б а л а н с а . В уравнениях материаль­ ного баланса учитываются разности (Во — В00) и (Вг— Вго). Последняя разность имеет порядок 1- 10“4. Поэтому ошибка в пятом знаке после запятой может при­ вести к неправильному определению запасов нефти. При небольших понижениях

418

пластового давления в процессе разработки указанные разности становятся мизер­ ными. В таких случаях используют технические методы для получения более точных значений коэффициентов пластового объема нефти и газа. В частности, применяют графические построения в больших масштабах для незначительных понижений давления. Но лучшие результаты получают при помощи метода наи­ меньших квадратов при описании в некоторых диапазонах давлений различными

аппроксимирующими уравнениями. В частности, широко используется квадрат­ ный трехчлен:

Для нахождения констант а, b и с, обеспечивающих наилучшее приближение уравнения (XIX.54) к реальным значениям, используют метод наименьших квадратов. Для этого составляют п рядов значений давления с использованием нормальных уравнений из теории метода наименьших квадратов:

На результаты расчетов материального баланса существенно влияет характе­ ристика pVT, определенная при лабораторных исследованиях проб пластовой жидкости. Для получения точных результатов расчетов необходимо, чтобы процесс выделения газа в пласте был воспроизведен в лабораторных условиях. Характер выделения газа из нефти в пласте непрерывно изменяется с понижением пласто­ вого давления ниже точки насыщения. При небольших снижениях давления газ, выделившийся из нефти, не проникает к забоям скважин, а скапливается в норо­ вом объеме коллектора до тех пор, пока газонасыщенность не достигнет крити­ ческого значения. Таким образом, в процессе разработки залежи в зонах, где газ не движется, происходит контактное дегазирование нефти, а в областях, где газ течет быстрее нефти, происходит дифференциальное дегазирование. Последний процесс более реален в призабойной части пласта. Отсюда можно заключить, что контактное дегазирование более реально отражает процесс выделения газа в пласте из раствора, так как объем призабойной зоны пласта составляет небольшую часть

дренируемой площади.

В дальнейшем с увеличением газонасыщенности выше критического значения, практически во всем пласте газ течет быстрее нефти, что подтверждается высокими газонефтяными факторами. С этого момента процесс выделения газа из нефти в пласте больше напоминает дифференциальное дегазирование.

ГЛАВА XX

ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ СИСТЕМ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Основные задачи экономического обоснования разработки нефтяных место-

рождений:

расчет экономических показателей по вариантам разработки; оптимальное распределение отборов нефти по эксплуатационным объектам; выбор рационального варианта разработки нефтяного месторождения;

419

определение экономически обоснованного срока разработки нефтяного место­ рождения и коэффициента конечной нефтеотдачи.

Основные требования, предъявляемые к экономическому обоснованию систем разработки нефтяных месторождений:

комплексный подход; народнохозяйственная оценка полученных результатов; детальный анализ факторов и путей повышения эффективности общественного производства.

§ 1. РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ПО ВАРИАНТАМ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

К основным экономическим показателям, характеризующим эффективность проектируемых систем разработки нефтяных месторождений, относятся себестои­ мость добычи нефти, удельные капитальные вложения и приведенные затраты. По варианту, рекомендуемому к внедрению, дополнительно рассчитывают такие показатели, как прибыль, рентабельность и производительность труда.

При определении себестоимости добычи нефти, удельных капитальных вложе­ ний и приведенных затрат по вариантам необходимо учитывать не только затраты в разработку нефтяных месторождений, но и затраты на поиски и подготовку запасов нефти в связи с различиями в темпах выработки нефтяных запасов и коэф­ фициентах нефтеотдачи по вариантам.

Экономические показатели систем разработки нефтяных месторождений опре­ деляют в соответствии с проектируемыми, с учетом динамики технологических показателей по вариантам с использованием экономических нормативов в зависи­ мости от изменения технологических факторов на основе обобщения и анализа проектных и фактических данных.

В качестве главных технологических факторов, влияющих на характер эконо­ мических нормативов, принимаются:

объемы добычи нефти и жидкости; фонд добывающих и нагнетательных скважин;

глубина скважин и их производительность (по нефти и по жидкости); объем деэмульгированной жидкости; объем закачки рабочего агента и давление нагнетания; число скважино-месяцев эксплуатации.

В табл. XX. 1и XX.2 приведены формулы, отражающие схему расчетов капи­ тальных вложений и эксплуатационных затрат по направлениям и статьям и характер зависимости различных групп расходов от определяющих их технологи­ ческих факторов.

Специфическая особенность экономического обоснования разработки место­ рождений вязкопластичных нефтей — учет капитальных вложений и текущих затрат, обусловленных подачей тепла в пласт и обогревом наземных путей транс­ портировки нефти и емкостей для ее сбора и хранения.

При определении капитальных вложений учитывают районные поправочные коэффициенты на строительно-мойтажные работы и оборудование. Стоимость оборудования скважин определяют для каждого способа эксплуатации в зависи­ мости от глубины и производительности скважин. Капитальные вложения в сбор и транспорт нефти и газа рассчитывают с учетом поправочных коэффициентов на сетку размещения скважин, газовый фактор и давление на буфере скважины. Вложения в заводнение определяют с учетом поправочного коэффициента на сетку размещения и глубину нагнетательных скважин, давления нагнетания.

Эксплуатационные расходы следует рассчитывать с учетом темпов ввода и существующих норм амортизации скважин, их оборудования и других основных средств. В качестве исходных данных для расчета нормативов капитальных затрат используют проектные и фактические материалы по обустройству данного место­ рождения или аналогичных месторождений района.

При определении нормативов и зависимостей эксплуатационных затрат от технологических параметров в качестве исходных данных используют материалы по эксплуатации данного месторождения или аналогичных месторождений района. В случае отсутствия таковых используют материалы поэксплуатации аналогичных (по геолого-промысловым характеристикам) месторождений других нефтяных

420

ТАБЛИЦА XX.1 КАПИТАЛЬНЫЕ ВЛОЖЕНИЯ

421

422