Рис. 9.5. График изменения относительных дебитов после ГРП по пласту ЮС2 Западно-Сургутского месторождения (9 ГРП в добывающих скважинах, 1 − в нагнетательных): 1– по нефти, т/сут;2 – по жидкости, т/сут

Программа обеспечивает расчет технологических параметров ГРП по стадиям выполнения работ с максимальным учетом особенностей строения пласта, свойств проппанта и технологических жидкостей, а также расчет изменения во времени режима закачки и определение ожидаемых после ГРП характеристик работы скважин.

Как показывает практика, переход в ОАО «Сургутнефтегаз» на проектирование и реализацию ГРП по созданной программе повысил эффективность ГРП вдвое.

Контрольные вопросы

1.Применение полисила в нагнетательных скважинах.

2.Технологии нефтеизвлечения из залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти.

3.Классификация залежей нефти по коллекторским свойствам.

4.Классификация карбонатных коллекторов по проницаемости.

5.Разделение залежей по составу и свойствам нефти.

6.Деление залежей по величине начальных извлекаемых запасов.

119

10.ОБЪЕДИНЕНИЕ ПЛАСТОВ

ВЭКСПЛУАТАЦИОННЫЙ ОБЪЕКТ

Проектирование рациональной разработки нефтяного месторождения включает в себя целый ряд шагов (звеньев); в их числе рациональное выделение эксплуатационных объектов или рациональное объединение нефтяных пластов в эксплуатационные объекты.

Нередко многопластовость нефтяных месторождений представляют как недостаток, как дополнительную сложность, которая почти наверняка приводит к дополнительным потерям. Это действительно может быть так при невысокой квалификации буровиков, ремонтников и эксплуатационников-нефтяников, при плохой организации работ.

Но та же многопластовость может быть большим благом. Если нефтяные пласты обладают низкой и ультранизкой продуктивностью, прерывистостью и высокой зональной неоднородностью по продуктивности (значит, высокой степенью риска), то разрабатывать их по отдельности экономически нерентабельно; и поэтому вводить их в разработку вообще нельзя. А если таких пластов несколько и их можно объединить в один общий эксплуатационный объект; тем самым достигнуть суммарной, в несколько раз более высокой, продуктивности, одновременно с этим уменьшить или даже исключить риск неудачи, то такие пласты можно вводить в экономически рентабельную промышленную разработку. Понятно, что бурить и эксплуатировать такие многопластовые вертикальные скважины будет намного сложнее, чем однопластовые вертикальные скважины; однако не сложнее, чем горизонтальные скважины.

При 3−5 нефтяных пластах, расположенных на близких глубинах и имеющих одинаковое или близкое давление насыщения нефти газом, дебит многопластовых вертикальных скважин по сравнению

содно-пластовыми вертикальными увеличивается в 3−5 раз, тогда как дебит однопластовых горизонтальных скважин по сравнению

соднопластовыми вертикальными увеличивается в 2−3 раза. Такое увеличение дебита горизонтальных скважин в среднем в 2−3 раза, а не в 4−5 раз объясняется тем, что обычно нефтяные пласты не являются монолитными, что их общая толщина бывает заметно или даже значительно больше эффективной толщины (больше в 1,5−2 раза и даже в 3−4 раза); обычно нефтяные пласты состоят из нескольких проницаемых слоев и соответственно нескольких разде-

120

ляющих непроницаемых прослоев. В таких пластах горизонтальные скважины обычно делают диагонально-горизонтальными, чтобы по диагонали пересечь все нефтяные слои и все охватить разработкой, чтобы отдельные слои вместе с их запасами нефти не выпали из разработки. Если так не делать и бурить горизонтальную скважину, которая пройдет по одному из нескольких нефтяных слоев, то, кроме одного, все остальные нефтяные слои выпадут из разработки.

Пример: нефтяной пласт состоит из 5 слоев, горизонтальная скважина прошла по одному из них, дебит по этому слою увеличился в 5 раз, а в ц елом по горизонтальной скважине не увеличился, остался равным дебиту вертикальной скважины, эксплуатирующей все 5 слоев нефтяного пласта. Но при этом разрабатываемые извлекаемые запасы нефти уменьшились в 5 раз, 4/5 извлекаемых запасов нефти потерялись.

В данной ситуации применение диагонально-горизонтальной скважины не приводит к потере 4/5 извлекаемых запасов нефти, поскольку горизонтальная длина скважины проходит через все проницаемые нефтяные слои и все разделяющие непроницаемые прослои. Понятно, что в пределах непроницаемых прослоев горизонтальная длина скважины является не эффективной, а в пределах проницаемых слоев является эффективной, однако разделенной на 5 частей, гидродинамическое действие которых не суммируется. Поэтому (при общей толщине нефтяного пласта в 2 раза больше эффективной толщины) основной расчет делается для отдельного проницаемого нефтяного слоя для горизонтальной длины горизонтальной скважины, уменьшенной в 2∙5 = 10 раз. После чего результаты отдельных слоев суммируются или, по-другому, результат отдельного слоя увеличивается в 5 раз. Получается, что суммируются эффективные толщины слоев, но не суммируются отдельные эффективные горизонтальные длины скважины! Поэтому дебит горизонтальной скважины оказывается больше дебита вертикальной скважины не в 4−5 раз, а только в 2−3 раза.

Отметим, что из понимания этого явления возникла идея сква- жины-елки с короткими горизонтальными стволами длиной 10−20 м, но во все нефтяные слои без пропуска. Такая скважина в многослойном пласте по начальному дебиту будет не хуже диагональногоризонтальной скважины, но зато лучше контролируемая и регулируемая, менее рискованная и, в конечном счете, лучше по дебиту и нефтеотдаче пластов.

121

Итак, многопластовость нефтяных пластов может быть большим благом; многопластовые вертикальные скважины могут быть эффективнее однопластовых горизонтальных скважин по дебиту нефти, по возможности их контролировать и регулировать, по долговечности и, в конечном счете, по нефтеотдаче пластов.

Теперь эту проблему рационального объединения нескольких нефтяных пластов в один общий эксплуатационный объект будем рассматривать на формулах и на результатах расчетов по этим формулам.

При этом будем использовать часто применяемый технологический критерий рациональности, суть которого состоит в следующем: рациональным считается такое действие (такое техническое мероприятие), которое при обязательном достижении заданной (утвержденной) нефтеотдачи пластов, увеличивает средний (именно средний, а не начальный максимальный или амплитудный) дебит нефти на одну проектную скважину. Отметим, что в проектных расчетах используется параметр (норматив) капитальных затрат на одну проектную скважину, значит, увеличение среднего дебита нефти на одну проектную скважину примерно соответствует увеличению среднего дебита на заданные капитальные затраты. Также отметим, что этот технологический критерий прежде уже использовался при выборе рационального соотношения добывающих и нагнетательных скважин проектной сетки, при выборе рационального снижения забойного давления добывающих скважин ниже уровня давления насыщения (нефти газом) с учетом происходящего снижения их коэффициента продуктивности по нефти.

Итак, критерий рациональности: q1ср → max ,

1

средний дебит нефти проектной скважины выражается через q 0 − амплитудный (начальный максимальный) дебит нефти проектной скважины по отдельному нефтяному пласту, осредненный по всем рассматриваемым пласта n − число рассматриваемых нефтяных пластов, объединяемых в один эксплуатационный объект; (1 − Аср) – среднюю долю нефти в расчетном суммарном отборе жидкости;

1

Величина q0 − амплитудного дебита нефти скважины проектной сетки по отдельному нефтяному пласту считается заданной постоянной. Она либо уже определена (уже определены: параметры нефтяного пласта, рациональная схема размещения добывающих и нагнетательных скважин и их рациональное соотношение, рациональные или предельные значения их забойных давлений), либо однозначно будет определена.

Величина n меньше или равна общему числу отдельных нефтяных пластов на рассматриваемом месторождении или отдельной его площади.

В интервале значений Кз − коэффициента использования подвижных запасов нефти от 0,7 до 0,9 доля нефти в расчетном суммарно отборе жидкости определяется по следующей формуле:

(1 − Аср) = е −αv2 ·= е +а е−α(1+V2 ) ,

где постоянный коэффициент α = (1,25 – К3)4; величина Кз является заданной при заданной величине Кно − коэффициента нефтеотдачи, поскольку Кз − коэффициент использования подвижных запасов нефти является одним из сомножителей, образующих Кно. Расчетная послойная неоднородность V2 по проницаемости рассматриваемого эксплуатационного объекта определяется по следующей формуле:

2

где V* − расчетная послойная неоднородность по проницаемости отдельного нефтяного пласта, которая учитывает его действительную послойную неоднородность по проницаемости и геометрическую неравномерность, обусловленную размещением скважин и которая (поскольку рассматривается объединение пластов) считается заданной;

2

V ** − межпластовая неоднородность по проницаемости, кото-

2

рая зависит от V*** – зональной неоднородности по проницаемости отдельного нефтяного пласта и n − числа пластов в эксплуатационном объекте.

123

Но надо учитывать, что эти расчеты по определению рациональности объединения пластов в один общий эксплуатационный объект были выполнены при условии, что пласты остаются объединенными до самого конца и выключается из разработки в целом весь эксплуатационный объект.

При этом наиболее проницаемые нефтяные пласты отдают свою нефть в первую очередь и после полного обводнения в общий дебит жидкости эксплуатационного объекта дают воду, вхолостую пропуская через себя закачиваемую воду.

Но принятое условие совместной работы всех объединенных нефтяных пластов не является совершенно обязательным и непоколебимым. Наиболее проницаемые нефтяные пласты после их обводнения вполне возможно отключать без вреда для работы остальных нефтяных пластов. Но чтобы эти операции осуществлялись не по отдельным скважинам в экспериментальном порядке, а по всем скважинам в промышленном масштабе, надо в проекте разработки нефтяного месторождения это предусмотреть. Конкретно, надо запроектировать применение 6−7-дюймовых эксплуатационных обсадных колонн. Незначительное увеличение экономических затрат на строительство скважин данной конструкции сразу будет компенсировано некоторым увеличением их производительности. Но, главное, увеличиваются возможность и эффективность капитальных ремонтов, долговечность скважин и нефтеотдача пластов. Для эффективной изоляции обводненных нефтяных пластов можно и нужно использовать специально созданные пластоперекрыватели. Изоляция такими пластоперекрывателями осуществляется без уменьшения диаметра скважины и поэтому может производиться многократно. При этом, чем больше обводненный нефтяной пласт отличается по проницаемости от других менее обводненных, малообводненных и необводненных нефтяных пластов, тем проще его выделить и изолировать. Таким способом уменьшается или даже снимается резкое влияние представленного здесь критерия рациональности объединения нефтяных пластов и расширяются пределы рационального объединения пластов.

Кстати, стоимость перекрытия одного обводненного нефтяного пласта пластоперекрывателем составляет примерно 10 % от всех затрат на строительство и оборудование скважины. Поэтому последовательное перекрытие 4 из 5 пластов увеличит затраты на скважину менее чем в 1,5 раза.

124

Но при этом должно быть ясно, что применение многопластовых вертикальных скважин требует особого контроля за их работой − за их дебитом жидкости, дебитом нефти, забойным и пластовым давлениями; требует регулярных глубинных исследований пластов − определения их индивидуальных дебитов жидкости и нефти.

И в настоящее время серьезнейшую проблему составляет определение с удовлетворительной точностью индивидуальных крайне низких дебитов жидкости и нефти объединенных пластов, обладающих низкой и ультранизкой продуктивностью, которую необходимо будет в кратчайшие сроки решить.

В заключение отметим:

1.Существуют вполне определенные условия рационального объединения нескольких нефтяных пластов в один общий эксплуатационный объект, учитывающий их различие по средней продуктивности, по величине зональной и послойной неоднородности. Но это так, если не предусмотрена изоляция нефтяных пластов, если нет эффективного средства для изоляции пластов в широких промышленных масштабах.

2.Но такое средство уже создано; это – специальные пластоперекрыватели. Их применение значительно расширяет возможности объединения нефтяных пластов в эксплуатационные объекты.

3.Применение многопластовых вертикальных скважин (или многопластовых наклонных при кустовом бурении скважин) представляет собой крупный шаг на пути научно-технического прогресса, позволяющий значительно увеличить добычу нефти и уменьшить капитальные затраты, ввести в экономически эффективную разработку нефтяные пласты низкой и ультранизкой продуктивности.

10.1.Классификация нефтяных пластов по среднему

коэффициенту продуктивности скважин

Вместе или раздельно надо разрабатывать нефтяные пласты на многопластовом нефтяном месторождении?

На этот простой вопрос не существует простого ответа. Начнем с того, что огромное множество нефтяных пластов, за-

лежей и месторождений отличается колоссальным разнообразием. Все это разнообразие надо как-то упорядочить и классифицировать. Очень важно и полезно классифицировать нефтяные пласты по среднему коэффициенту продуктивности скважин, пробуренных на эти

125

пласты, или по величине гидропроводности, определенной по среднему коэффициенту продуктивности. Несомненно, что с практической точки зрения это важнейший параметр нефтяных пластов, но нам хотелось бы подчеркнуть инвариантность (независимость) этого параметра относительно глубины залегания нефтяных пластов. Действительно чем больше глубина пластов, тем дороже скважины, тем больше капитальные затраты на разработку нефтяных пластов; но одновременно чем больше глубина скважин, тем при прочих равных условиях больше депрессия на нефтяные пласты, больше дебит нефти и больше экономический эффект от добычи и реализации нефти. Получается, что капитальные затраты и экономический эффект от добычи нефти одинаково пропорциональны глубине залегания пластов. Итак, предложена классификация нефтянх пластов по среднему значению коэффициента продуктивности добывающей скважины по нефти, представленная в табл. 10.1.

Таблица 10.1 Классификация нефтяных пластов по продуктивности

В первый класс отнесены нефтяные пласты, обладающие гиперпродуктивностью, со средним значением коэффициента продуктивности по нефти более 1000 т/(сут∙МПа); во второй класс отнесены нефтяные пласты, обладающие ультрапродуктивностью, со средним значением коэффициента продуктивности от 300 до 1000 т/(сут∙МПа); в третий класс − нефтяные пласты высокой продуктивности со средним значением коэффициента продуктивности от 100 т/(сут∙МПа) до 300 т/(сут∙МПа); в четвертый класс − нефтяные пласты повышенной продуктивности со средним значением коэффициента продуктивности от 30 т/(сут∙МПа) до 10 0 т/(сут∙МПа); в пятый класс − пласты средней продуктивности со средним значением коэффициента продуктивности от 10 до 30 т/(сут∙МПа); в шестой класс − пласты пониженной продуктивности со средним значением коэффициента продуктивности от 3 т/(сут∙МПа) до 1 0 т/(сут∙МПа); в седьмой класс − пласты низкой продуктивности со средним значением коэффициентапродуктивности от 1 т/(сут∙МПа) до 3 т/(сут∙МПа) и в последний восьмой класс − пласты ультранизкой продуктивности со средним значением коэффициента продуктивности менее 1 т/(сут∙МПа).

Чтобы классификация нефтяных пластов по продуктивности стала более осязаемой и понятной, от коэффициента продуктивности добывающей скважины перейдем к ее дебиту нефти. При глубине скважины около 2000 м, т. е. при гидростатическом пластовом давлении около 20 МПа, возможная создаваемая депрессия на нефтяные пласты составляет 10 МПа. Произведение коэффициента продуктивности и возможной создаваемой депрессии в 10 МПа представляет собой возможный суточный дебит нефти добывающей скважины. Именно такие дебиты нефти показаны в приведенной табл. 10.1.

Обратите внимание, что по нефтяным пластам 5-го класса, обладающим средней продуктивностью, возможный суточный дебит нефти добывающей скважины оказывается в пределах от 100 т/сут до 300 т/сут, соответственно с учетом коэффициента эксплуатации (в году из 365 суток в среднем рабочими являются 330 сут) возможная годовая добыча нефти оказывается в предела от 100∙330 = 33 000 т.= 33 тыс. т до 300∙330 = 99 тыс. т; а по нефтяным пластам 3-го класса, обладающим высокой продуктивностью, возможный суточный дебит нефти добывающей скважины оказывается в пределах от 1000 т/сут до 3000 т/сут, а ее возможная годовая добыча нефти оказывается

127

в пределах от 1000∙330 = 330 000 т = 330 тыс. т до 3000∙330 = 990 000 т = 990 тыс. т. Как видно, получаются очень большие и крайне большие величины.

С учетом всего этого проанализируем представленную в табл.

10.1классификацию нефтяных пластов по продуктивности. Во-первых, нефтяные пласты крайних классов (1-го и 8 -го) по

своему самому главному параметру − по коэффициенту продуктивности добывающей скважины различаются более чем в 1000 раз; пласты двух соседних классов различаются в среднем в 3 раза; а двух классов, разделенных всего одним промежуточным классом, различаются в среднем в 10 раз.

Во-вторых, всем нам известны нефтяные пласты − представители всех восьми выделенных классов.

Так, например, ко 2-му классу ультра продуктивности относились основные нефтяные пласты Самотлорского нефтяного месторождения, с которых начиналась промышленная разработка месторождения.

К3-му классу относился девонский горизонт Бавлинского нефтяного месторождения.

К4-му классу относился девонский горизонт на наиболее продуктивных центральных площадях Ромашкинского нефтяного месторождения.

К5-му классу относился девонский горизонт почти на всех остальных площадях Ромашкинского месторождения (кроме центральных площадей).

Кэтому же классу относились разрабатываемые нефтяные пласты на многих нефтяных месторождениях Западной Сибири.

К6-му и 7 -му классам относятся многие нефтяные пласты на

разрабатываемых малопродуктивных нефтяных месторождениях. К 7-му и 8-му классам относятся нефтяные пласты многих раз-

веданных, но пока не разрабатываемых нефтяных месторождений. При таком почти беспредельном разнообразии реальных нефтяных пластов по их самому главному параметру − по среднему коэффициенту продуктивности добывающей скважины – трудно и чревато опасностью имеющийся успешный опыт разработки нефтяных пластов одного класса по шаблону переносить на нефтяные пласты других классов, отличающихся гораздо меньшей продук-

тивностью.

128

В-третьих, приведенные здесь очень высокие возможные суточные дебиты нефти и возможные годовые отборы нефти по добывающим скважинам, эксплуатирующим нефтяные пласты 5-го класса, в жизни практически почти не наблюдались; тем более не наблюдались в 10 раз более высокие суточные дебиты и годовые отборы нефти по скважинам, эксплуатирующим пласты 3-го класса.

Возникает резонный вопрос: почему? Прежде всего, потому что этим дебитам и отборам соответствуют слишком высокие годовые темпы отбора извлекаемых запасов нефти; например, по скважинам, эксплуатирующим нефтяные пласты 5-го класса, темп отбора запасов может быть около 30% в год; а по скважинам, эксплуатирующим пласты 3-го класса, темп отбора может быть более 20% в месяц. Но добывающие скважины − это только часть, отдельное первое звено последовательной цепи, в которую входят система сбора и подготовки нефти, система заводнения, внешние коммуникации (нефтепроводы, дороги, электролинии и линии связи), города, построенные для жизни строителей и нефтяников, нефтеперерабатывающие заводы и другие звенья. Добычу нефти по пластам 3−5-го классов, тем более 1–2-го классов, ограничивают не добывающие скважины, а другие звенья последовательной цепи. Кстати, еще более значительные ограничения потенциально возможной производительности имеют место при разработке газовых месторождений. Поэтому становится понятно, почему в такой ситуации добывающие скважины работают не в режиме технологически рациональной максимальной депрессии на нефтяные пласты, а в режиме заданных ограниченных дебитов нефти рациональных в каком-то ином отношении, например в интересах крупных хозяйственно-производственных комплексов.

Такая ситуация избыточной потенциально возможной производительности нефтяных пластов в действительности встречается довольно часто, но особенно часто встречалась прежде, когда в разработке находились нефтяные пласты более высокой продуктивности. Но если это так, то почему такие ситуации не являются легко заметными? Как уходили прежде и уходят в настоящее время от таких ситуаций? Каким образом фактические дебиты нефти оказывались и оказываются во много раз меньше потенциально возможных максимальных? Это происходит, прежде всего, путем применения многорядных систем расположения добывающих скважин, когда добывающие ряды, расположенные позади первых добывающих рядов,

129

очень мало влияют на снижение общего фильтрационного сопротивления и соответственно на увеличение общей потенциально возможной производительности; получается, что увеличение общего числа скважин происходит почти без увеличения общей потенциально возможной производительности при уменьшении потенциально возможной производительности на одну скважину, также путем резкого снижения депрессии на нефтяные пласты. Кроме того, из-за нерациональной эксплуатации избыточного фонда скважин, когда в первый период разработки нефтяной залежи только часть пробуренного фонда скважин нужна для выполнения запланированной добычи нефти, а не нужные скважины плохо эксплуатируют и ремонтируют, они постепенно выходят из строя и вместе с ними выпадают из разработки их еще неотобранные извлекаемые запасы нефти. Положение сильно ухудшено из-за применения в скважинах 5-дюймовых эксплуатационных колонн, в которые при наличии нескольких мест негерметичности уже нельзя спустить 4-дюймовую эксплуатационную колонну, зацементировать и продолжать нормальную эксплуатацию. К сожалению, обычно при рассмотрении и утверждении вариантов разработки нефтяных пластов средней, повышенной и высокой продуктивности, когда становится ясной необходимость резервирования части избыточной производительности, варианты представляются в режиме заданных забойных давлений с каким-то сугубо искусственным технологическим обоснованием рациональности пониженной депрессии в добывающих скважинах и пониженной репрессии в нагнетательных, без выделения зарезервированной части производительности и без проектирования разумного использования резерва в дальнейшем ради увеличения нефтеотдачи пластов. В частности, резерв производительности может быть использован при осуществлении циклического заводнения. Благодаря циклическому поочередному осуществлению замкнуто-упругого режима фильтрации при закачке воды и отборе нефти уменьшается неравномерность вытеснения нефти закачиваемой водой и увеличивается нефтеотдача.

Однако возможна разработка нефтяных залежей без какоголибо ограничения производительности пробуренных и введенных в работу скважин. Промысловое хозяйство и внешние коммуникации сразу строят в расчете на запланированную стабильную добычу нефти, а залежь разбуривают постепенно, делянками, по мере необ-

130

ходимости. Скважины бурят, обустраивают и интенсивно эксплуатируют поочередно. Поскольку на каждой делянке время добычи нефти будет намного меньше долговечности скважин, то по этой причине увеличивается нефтеотдача пластов, а резкое уменьшение числа эксплуатируемых скважин уменьшает текущие экономические затраты. Но ясно, что такая поочередная интенсивная эксплуатация скважин требует совершенно иного, значительно лучшего контроля за их работой и быстрой оперативной оптимизации их режимов работы. При такой интенсивной эксплуатации быстро обнаруживается эффективность или неэффективность применяемой технологии и без промедления осуществляется усовершенствование технологии.

Подытожим предыдущее изложение.

Нефтяные пласты разведанных, вводимых в разработку, разрабатываемых и уже разработанных месторождений отличаются безграничным разнообразием, и нет универсального опыта и универсальной технологии их разработки.

По одним нефтяным пластам потенциально возможная максимальная производительность не достигает экономически рентабельного уровня и их разрабатывать раздельно просто-напросто нельзя; их разработка начинается с объединения нескольких пластов в один общий эксплуатационный объект.

По другим нефтяным пластам потенциально возможная максимальная производительность обеспечивает экономическую рентабельность и возможность решать следующую задачу увеличения экономической рентабельности за счет объединения пластов в один эксплуатационный объект.

По третьим нефтяным пластам потенциально возможная максимальная производительность скважин слишком велика, и ее значительную часть обязательно надо будет резервировать и думать, как в дальнейшем зарезервированную часть рационально использовать.

Даже в настоящее время, когда сильно исчерпаны извлекаемые запасы нефти высокопродуктивных, ультрапродуктивных и гиперпродуктивных пластов, нефтяных пластов с избыточной потенциальной производительностью скважин оказывается довольно много. Это видно по запроектированному многорядному расположению скважин, искусственному ограничению воздействия на нефтяные пласты в добывающих и нагнетательных скважинах, по избыточному фонду скважин, его плохому состоянию и нехватке средств на подземный и капитальный ремонт скважин.

131