Моделювання процесів розробки.

1. Методи моделювання

2. Електромоделювання процесів розробки.

3. Чисельні методи математичного моделювання

Процес розробки конкретного нафтового родовища одноразовий і безпосередньому спостереженню "доступний" лише в обмеженій кількості свердловино-точок. Це дало поштовх до розвитку методів його моделювання як непрямих, посередникових методів наукового дослід­ження. Моделювання і, як результат, модель процесу забезпечують можливість за порівняно невеликих витрат у короткий термін багато­разово (багатоваріантно) "програти" повільні процеси розробки в різних технологічних умовах і цим самим вибрати раціональну технологію.

Під час створення моделей процесу розробки нафтових родовищ моделюють геолого-фізичні властивості пласта, його геометричну форму, флюїди і процес вилучення нафти і газу із надр.

Методи моделювання

Розрізняють фізичне і математичне моделювання. У разі фізичного моделювання на моделі, яка є натурним або масштабно зменшеним взірцем оригіналу (лабораторне, пілотне устатковання), відтворюють і досліджують процеси, якісно однакові з процесами, які протікають у реальному об'єкті. У зв'язку з трудністю створення повної подібності пласта і вимірювання параметрів, гідравлічні моделі нафтових пластів не знайшли застосування, хоч фізичне моделювання різних елементів процесу розробки незамінне (наприклад, витіснення нафти водою).

Математичне моделювання полягає в дослідженні процесів шляхом складання і розв'язування системи математичних рівнянь, які відносяться власне до процесу і крайових умов. Математична модель базується на спрощенні (ідеалізації^-) складного реального процесу. Для її створення природні умови відповідним чином диференціюють, виділяють серед них головні, визначальні чинники і подають їх у такому вигляді, який забезпечує можливість досягнення мети. При цьому нафтоносний пласт розглядають як єдину гідродинамічно зв'язану систему не лише по усій області нафтогазоносності, але в тому числі й по навколишній водонапірній області. Переміщення флюїдів всередині цієї єдиної системи визначається початковими (до початку розробки) і граничними (на поверхнях, які обмежують пласт із зовнішніх сторін і на стінках свердловин всередині пласт) умовами або в сукупності крайовими умовами.

Граничні умови задаються у вигляді шуканої функції (тиск, витрата рідин), її похідної (градієнт тиску, швидкість) або в мішаному вигляді (відповідно граничні умови першого, другого чи третього роду). Початкова умова характеризує стан пласта до початку його розробки, коли в процесі розробки неусталений рух флюїдів поряд з просторовими координатами визначається ще часом.

Системи математичних рівнянь розв'язують аналоговим і обчислювальними методами.

Аначоговий метод математичного моделювання базується на подібності явищ і процесів різної фізичної природи, тобто на широкій фізичній аналогії. Можна назвати аналогії між полями фільтрації рідини (закон Дарсі), електричного струму в провідному середовищі (закон Ома), електричним у діелектрику (закон індукції), магнітним (закон магнітної індукції") і температурним (основне рівняння теплопровідності).

Електричне моделювання процесу розробки базується на електрогідродинамічній аналогії (ЕГДА), тобто на аналогії між рухом електричного струму в провідному середовищі і фільтрацією рідин у пористому середовищі.

Обчислювальні методи підрозділяються на аналітичні, чисельні і статистичні.

Аналітичні методи відповідають класичному підходу до моделювання процесів, коли ставиться початкова задача, вводяться спрощувальні припущення і на їх основі формулюється нова задача, яка піддається розв'язанню у вигляді аналітичного виразу чи формули, що забезпечує отримання значин функції для кожної значини аргументу. Спрощувальні припущення іноді призводять до значних похибок у результатах проектування, але без них задача в аналітичній формі не розв'язується. До аналітичних методів, які дають точні розв'язки задач розробки нафтових родовищ, тобто в точності задовольняють початковим рівнянням, початковим і граничним умовам, відносять методи: розділення змінних (метод Фур'є), теорії функцій комплексної змінної, інтегральних перетво­рень і т.д. Наближені розв'язки отримують із використанням методів еквівалентних фільтраційних опорів, послідовної зміни стаціо­нарних станів, інтегральних співвідношень і т.д.

Похибку наближених методів порівняно з точними оцінено для деяких випадків у підземній гідрогазомеханіці, і ми не будемо розглядати її. Зазначимо лише, що з урахуванням точності вхідної інформації і складності процесу розробки родовища вона інколи повністю задовольняє практику.

Повніше врахування багатьох чинників можна виконати з вико­ристанням чисельних методів - методів кінцевих різниць, кінцевих елементів, граничних елементів на базі застосування ЕОМ, як найефективніших і найуніверсальніших моделювальних пристроїв. Основи використання чисельних методів математичного моделювання для розв'язування задач розробки нафтових родовищ у наш час достатньо розвинуте. У сучасному проектуванні розробки нафтових родовищ найчастіше використовують чисельні методи.

Статистичні методи моделювання базуються на фактичних статистичних даних розробки родовищ. Вивчаючи фактичні законо­мірності розвитку процесу в покладах за пройдений період (ретро-спективу), можна оперативно, без великих витрат часу і праці сформу­лювати висновки про подальший розвиток основних технологічних показників розробки (перспективу). Ці методи розглянуто в главі 4.

Електромоделювання процесу розробки родовищ

Електромоделювапня процесу розробки нафтових родовищ можна здійснювати з використанням електричних моделей-аналогів. Електрична модепь (електроінтегратор) може бути: суцільним середовищем - рідинним (у вигляді електролітичної ванни), або твердим (у вигляді листів електропровідного паперу чи фольги різних металів); сіткою дискретних елементів - омічних опорів (Я - сітки) або омічних опорів і ємностей (ЯС -сітки); різних комбінацій перших двох. Перевагу надають ІІС - сіткам.

Взагалі для дослідженняфільтраційних потоків у покладі (в об'єм­них пластах) електричні сітки мають бути тривимірними (просторо­вими). Товщина пласта і її зміна дуже малі порівняно із його розмірами в горизонтальній площині вздовж осей х і у, тому вертикальною складовою швидкості руху можна знехтувати. Це дає змогу обійтися складанням плоских сіток і, відповідно розв'язуванням наближених двовимірних рівнянь руху для дуже протяжних пластів із змінною товщиною Наприклад, таке дифенціальне рівняння для пружного режиму (типу рівняння Фур'є) стосовно однорідного пласта можна записати у вигляді:

де - коефіцієнт проникності і товщина пласта; - динамічний коефіцієнт в'язкості рідини; р - тиск; - коефіцієнт пружної ємності насиченого пласта; - час.

Припустимо, що треба визначити зміну пластових і вибійних тисків у замкненому покладі за таких крайових (початковій і граничних) умов:

д е р_К - початковий пластовий тиск у покладі; q¡ - дебіт г'-ої свердловини; п - кількість діючих свердловин; - нормалі до контурів - свердловин і до зовнішньої непроникної межі покладу.

Електричні процеси в сітці, яка утворена омічними опорами вміщує ємності , у довільний момент часу описуються аналогічним диференціальним рівнянням:

де - координати сіткової області електричної моделі; - електрична напруга; - опори елементів сітки; - ємність конденсатора; - тривалість протікання електричних процесів.

Конденсатори одними кінцями з'єднуються з вузлами сітки, а другими - з одною спільною точкою. Конденсатори періодично заряджають на напругу . Дня будь-якого елементарного об'єму пласта у напрямку осі х і для відповідного елемента електричної сітки можна записати об'ємну витрату рідини за законом Дарсі та силу електричного струму за законом Ома:

(²-⁷)

де - довжини сторін елемента вздовж відповідних осей, причому

Для перерахунку електричних величин у фільтраційні вводять коефіцієнти пропорційності (подібності):

де М_м - лінійний масштаб моделі.

П ерераховуючи електричні величини в рівняннях (2.5) і (2.7) за допомогою коефіцієнтів пропорційності і зіставляючи їх відповідно з рівняннями (2.1) і (2.6), визначають умови подібності протікання фільтраційних і електричних процесів:

Таким чином, виконуючи умови подібності (2.9), на електричній моделі з ЯС- сіткою, розв'язують задачу неусталеної фільтрації пружної рідини до свердловин.

Основними недоліками аналогових сіткових обчислювальних машин є необхідність трудомісткого перебирання опорі із через зміну умов роз­робки покладу (наприклад, внаслідок переміщення лінії поділу нафта-вода) і мала надійність. Методи електромоделювання тепер практично не використовуються. ЕОМ витіснили електромоделювання. Знайомство з ним може допомогти в розв'язуванні окремих задач розробки.

Чисельні методи математичного моделювання

Чисельні методи полягають у визначенні за допомогою ЕОМ числових значин функцій у деяких дискретних точках для заданих числових значин аргумента, тобто розв'язок отримується в деяких точках простору. Для цього просторова область фільтрації подумки поділяється на ряд квадратів або блоків шляхом накладання сітки певного типу (здебільшого рівномірної квадратної сітки). Досліджу­ваний інтервал часу також поділяють на окремі елементарні інтервали зі сталим кроком. Перетворення неперервних диференціальних рівнянь до дискретного вигляду виконують за допомогою методу кінцевих різниць. Отримати кінцево-різницеві рівняння можна методом розкладання функцій у ряд Тейлора в заданій точці, розв'язуючи рівняння відносно шуканої похідної.

Розкладання функції в ряд Тейлора з використанням різниць прямих (вперед) і зворотних (назад) відповідно можна записати так:

(2.10)

рівнянь відніманням визначаємо першу похідну:

де - похибка відсікання (залишок), що пов'язана з апроксимацією функції; вона має порядок величини .

Д одавши рівняння (2.10) і (2.11), отримаємо другу похідну:

О тже, для дискретної системи точок, нехтуючи похибкою відсікання, маємо:

Звідси ясно, що чисельні методи завжди наближені, оскільки заміна похідних відношенням кінцевих приростів вносить похибку. Вона тим менша, чим менший приріст (крок).

Для переходу до кінцево-різницевих рівнянь позначимо вузлові точки вздовж осі х індексом /, вздовж осі у - індексом у, вздовж осі ї - індексом к. Маємо два основних способи переходу від значин на попередньому рівні часу до значин на новому рівні: а) явна схема, коли нові значини функції для кожної точки обчислюються за значинами сусідніх точок попереднього рівня; б) неявна схема, коли всі невідомі значини нового рівня визначаються одночасно. Для розв'язування двовимірних задач застосовується неявна схема.

В икористання її дає кінцево-різницевий аналог, наприклад, диференціального рівняння пружного режиму фільтрації стосовно однорідного пласта

у вигляді

де к- коефіцієнт п 'єзопровідності пласта.

У даному рівнянні є п'ять невідомих тисків: Такі рівняння записуємо для кожної вузлової точки сіткової області інтегрування (фільтрації) на -й момент часу. Стримуємо замість диференціального рівняння систему з алгебраїчних рівнянь з N неві­домими, розв'язуючи яку визначаємо за допомогою ЕОМ шукані тиски в кожній вузловій точці. Виконуючи аналогічні розрахунки для інших часових рівнів, знаходимо зміну тиску в часі для кожної вузлової точки.

Для розрахунку на момент часу задається початкова умова. Для значин , що відповідають вузлам на зовнішній межі, використовуються граничні умови. Зовнішня межа апроксимується ламаною сітковою межею. Апроксимувати контур свердловини не вдається, оскільки крок сітки (100-2000 м) значно більший від радіуса свердловин. Тому беремо тиски у вузлових точках розміщення свердловин такими, що дорівнюють тискам на вибої деякої фіктивної (точкової) свердловини з радіусом . Тоді для знаходження вибійного тиску в реальній свердловині треба врахувати фільтраційний опір між контурами фіктивної і реальної (із зведеним радіусом) свердловин.

Математичні моделі процесу розробки нафтових родовищ

Математична модель процесу розробки нафтового родовища містить модель пласта і модель процесу вилучення нафти.

Модель пласта - це система кількісних уявлень про його геолого-фізичні властивості. Вона використовується для розрахунків процесу розробки нафтового родовища. Побудова моделі пласта в конкретному випадку на основі різної вхідної інформації потребує творчого підходу і наукового пошуку. Від взятої моделі залежить надійність отриманих результатів проектування.

На відміну від моделі пласта розрахункова схема характеризує лише геометричну форму пласта, згідно з якою його можна подати прямолінійним, круговим І Т.Д.

З розвитком теорії розробки нафтових родовищ уявлення про моделі пластів змінювались, ускладнювались моделі пластів, враховувалась щораз більша кількість факторів реального пласта.

Одна з перших моделей пласта - модель однорідного за параметрами пласта. Вона реалізує гіпотезу про однорідність пласта як по площі, так і по вертикальному розрізу покладу. Головні пара­метри моделі - це коефіцієнт абсолютної проникності, коефіцієнт пористості, нафтонасиченість і ефективна товщина. Ці параметри визначають за даними промислово-геофізичних досліджень сверд­ловин. З використанням кернів визначають коефіцієнт пористості, коефіцієнт абсолютної проникності і рідше нафтонасиченість. Потім встановлюють статистичний зв'язок між результатами лабораторних і промислово-геофізичних досліджень у вигляді кількісних залеж­ностей. За цими кореляційними залежностями визначають середні значини параметрів у кожній свердловині, які усереднюють для пласта в цілому. За такої побудови модель є ймовірнісно-статистичною. Для її побудови можна використовувати також результати гідродинамічних досліджень свердловин і пластів. Така модель давала змогу отримати відносно строгі аналітичні вирази для розрахунку процесів руху флюїдів. Проте, поєднуючи модель одно­рідного пласта з моделлю поршневого витіснення нафти, доходили висновку, що розробка родовища у випадку заводнення може здійснюватись без відбирання води. Таке в принципі суперечить фактичним даним. Це призвело до створення моделі шарово-неоднорідного пласта.

Модель шарово-неоднорідного пласта вміщує серію (два чи більше) пропластків (шарів) різної проникності, які або розділені практично непроникними тонкими пропластками, або гідродинамічно вільно сполучаються між собою. Використовується перша модифікація. Пласт характеризують закономірним або, в основному, статистично-ймовірнісним розподілом коефіцієнтів проникності шарів у розрізі. Побудова моделі аналогічна попередньому, проте при цьому треба визначити параметри не лише пласта в цілому по свердловинах, але й окремих його шарів. Для цього застосовуються методи детальної кореляції розрізів пластів, промислово-геофізичних і лабораторних досліджень, а також вивчення профілш припливу (відбирання) у видобувних свердловинах і приймальності (поглинання, нагнітання витіснювального агента) в нагнітальних свердловинах (глибинна дебіто-, витрато- або термометрія).

У свердловинах відбирають керни, здійснюють промислово-геофізичні дослідження, у тому числі глибинну профілеметрію, вив­чають у лабораторії керни і будують, ув'язуючи усі дані, залежності коефіцієнта пористості, коефіцієнта проникності та інших пара­метрів від промислово-геофізичих даних. На основі отриманих залежностей визначають параметри шарів в усіх свердловинах. За цими даними будують гістограми коефіцієнта проникності (аналогічно інших параметрів), які беруть за щільності ймовірнісно-статистичного розподілу параметрів і використовують для кінцевого подання моделі пласта.

Ця модель вже враховує дійсну неоднорідність пластів і дає змогу розраховувати видобуток обводненої продукції навіть у поєднанні з моделлю поршневого витіснення. Різні модифікації її пов'язані, в основному, з прийняттям того чи іншого теоретичного закону розподілу коефіцієнта проникності. У нафтопромисловій практиці використовуються різні закони розподілу проникності: нормальний (Гауса), Максвелла, видозмінені Максвелла (Баішева, Саттарова), гамма-розподіли, логарифмічно-нормальний та ін.

Модель зонально-неоднорідного пласта - це реальний неодно­рідний пласт, який складається із зон різної проникності. Подальшим розвитком цієї моделі було прийняття великої кількості хаотично розміщених по площі зон, які характеризуються різними властивостями.

У 50-х роках минулого століття запропоновано моделі тріщину­ватих і тріщинувато-пористих пластів. У цих моделях відповідно непроникний і проникний однорідні пласти розсікаються тріщинами на блоки (матриці) породи.

Процес вилучення нафти з пласта за різних умов описується відповідною математичною моделлю вилучення нафти. У загально­му випадку флюїди в потоці можуть бути подані однією або кількома фазами (двома рідинними, газовою, іноді твердою). Звідси рух у пласті може бути одно- або багатофазним.

Нафта і газ є сумішшю індивідуальних вуглеводневих і невуглевод-невих компонентів. Під час розробки родовища часто відбувається перехід від одної фази до іншої цих компонентів, а також перехід витіснювальних агентів, що спричиняє зміну складів і властивостей рухомих багатокомпонентних фаз. Для урахування фазових переходів нафту і газ подають як окремі фази, які містять, відповідно, обмежену кількість індивідуальних речовин. Наприклад, газ часто беруть дво- або трикомпонентним. Найпоширенішим є подавання нафти двома умовними компонентами - "нафтою" і "газом" - з фазовим переходом за законом Генрі.

З урахуванням модельного подання флюїдів математична модель процесу вилучення нафти може бути одно-, дво- або трифазною. Звідси, стосовно витіснення, наприклад, нафти водою розрізняють ще моделі поршневого і непоршневого витіснення.

Різне поєднання розглянутих моделей пластів і моделей процесу вилучення нафти визначило створення конкретних моделей процесу розробки і методик розрахунку. Методикою розрахунку називають прощедуру виконання обчислень на основі прийнятої моделі. Внаслідок великої складності механізму багатофазної фільтрації в неоднорідних пластах і, відповідно, вхідної системи диферен­ціальних рівнянь, які її описують, спочатку розвивалися аналітичні методи розрахунку, які, в основному, зводились до наближеного розв'язку рівнянь за тих чи інших припущень і крайових умов. Різні передумови і підходи багатьох авторів до розв'язування однієї і тієї ж задачі призвели до створення значної кількості різних методик розрахунку технологічних показників. Наприклад, лише для розрахунку витіснення нафти водою налічується кілька десятків методик. Застосування наближених аналітичних моделей для розрахунку показників розробки виправдано відсутністю докладної інформації про детальну будову покладу, а також можливістю побудови ефективних методик розрахунку одновимірних потоків. їх вивчення дає розуміння фізичної суті процесів, які протікають у пласті, сприяє подальшому розвитку чисельних методів. Чисельні методи на відміну від аналітичних методів, якими дістають розв'язки задач розробки нафтових родовищ лише для одновимірних випадків (прямолінійний і радіальний потоки), дає змогу розв'язати досить складні задачі стосовно до дво- і три­вимірних потоків (плоскі і просторові потоки).

Основні вимоги до методик розрахунку технологічних показників розробки, що відповідають сучасному рівню проектування розробки нафтових і нафтогазових родовищ, зводяться ось до чого. Методика має бути достатньо універсальною в розумінні врахування різноманітності режимів розробки (водо-, газонапірний, режим розчиненого газу або 'їх можливі поєднання) і врахування неодно-вимірності фільтраційних потоків. Тому в основу схеми розрахунку має бути покладено достатньо загальну гідродинамічну модель фільтрації, яка враховує багатофазність потоку, стисливість і розчинність флюїдів, відміну густин фаз і неодновимірність фільтраційних потоків. Це дає змогу врахувати фазові переходи, вплив природної та штучної пластової енергії, розподіл по пласту нафти, газу і води, складну геометрію фільтраційних потоків до свердловин, особливо в разі розробки нафтових родовищ з великими підгазовими зонами і малою нафтонасиченою товщиною, а також водонафтових зон.

Методика має враховувати неоднорідність пласта за проник­ністю, коефіцієнтом продуктивності (приймальності) свердловин, характер роботи свердловин (неодночасне введення свердловин в експлуатацію, переведення видобувних свердловин у нагнітальні, відключення тих, що обводнилися, і тих, що загазувалися, зміна вибійних тисків і дебітів нафти, рідини, газу, коефіцієнта експлуа­тації свердловин у часі), а також особливості роботи свердловинного обладнання, яке забезпечує піднімання продукції на поверхню.

Лекція 31.

Ефективна розробка малопродуктивних нафтових родовищ.

1. Поняття важковидобувних запасів

2. Інноваційна система розробки малопродуктивних нафтових родовищ

3. Адаптивна система розробки

Головна ознака важко видобувних запасів нафти - економічна неефективність їх видобування при застосуванні звичної стандартної технології. Інша істотна ознака - свердловини, пробурені на такі нафтові пласти, володіють украй низькими коефіцієнтами продуктивності.

Всі відомі нафтові пласти можна класифікувати - розділити на вісім класів по середньому коефіцієнту продуктивності свердловин:

перший клас - нафтові пласти гіпервисокої продуктивності - середній коефіцієнт продуктивності по нафті більше 100 т/(сут-ат);

другий клас - нафтові пласти ультрависокої продуктивності - середній коефіцієнт продуктивності по нафті від 30 до 100 т/(сут-ат), прикладами таких пластів були основні пласти Самотлорського родовища, з яких починалася розробка родовища;

третій клас - нафтові пласти високої продуктивності - середній коефіцієнт продуктивності свердловини по нафті від 10 до 30 т/(сут-ат), прикладом такого пласта був девонський горизонт відомого Бавлінського родовища;

четвертий клас - нафтові пласти підвищеної продуктивності - середній коефіцієнт продуктивності свердловини від 3 до 10 т/(сут-ат), прикладом такого пласта був девонський горизонт на центральних площах і кращих ділянках деяких інших площ Ромашкинського родовища; наступний,

п'ятий клас - нафтові пласти середньої продуктивності, у яких середній коефіцієнт продуктивності свердловини по нафті від 1 до 3 т/(сут-ат), такі пласти були на решті площ Ромашкинського родовища, на багатьох не кращих нафтових родовищах Західного Сибіру, що давно розробляються;

шостий клас - нафтові пласти зниженої продуктивності - середній коефіцієнт продуктивності свердловини від 0,3 до 1 т/(сут-ат), такі пласти були і є на малопродуктивних нафтових родовищах Західного Сибіру і Татарстану, що розробляються;

сьомий клас - нафтові пласти низької продуктивності - середній коефіцієнт продуктивності свердловини по нафті від 0,1 до 0,3 т/(сут-ат), в більшості своїй такі пласти поки не розробляються;

восьмий клас - нафтові пласти ультранизької продуктивності - середній коефіцієнт продуктивності свердловини по нафті менше 0,1 т/(сут-ат), такі нафтові пласти поки, за невеликим винятком, не розробляються.

Пласти 7-го і 8-го класу - низької і ультранизької продуктивності - по своїй продуктивності гірше за основні пласти Самотлорського родовища в 100-1000 разів, гірше девонського горизонту Ромашкинського родовища в 10-100 разів.

Інші істотні ознаки важко видобувних запасів нафти:

1. Висока зональна неоднорідність по проникності і уривчастість нафтових пластів. Велика відмінність загальної товщини від ефективної товщини - зменшена і мала частка ефективної проникної нафтової товщини в загальній товщині, багатошаровість - наявність багатьох проникних шарів і їх розділяючих непроникних прослоев.

Така багатошаровість нафтових пластів при значній частці неефективної товщини в їх загальній товщині різко зменшує ефективність горизонтальних свердловин і закачування теплоносія в нагнітальні свердловини.

2. Висока розрахункова пошарова неоднорідність, яка враховує пошарову неоднорідність по проникності всіх нафтових пластів, що об'єднуються в один загальний експлуатаційний об'єкт, і геометричну неоднорідність (нерав- номерность) руху вытесняющей води в межах окремого однорідного шару, обумовлену геометрією сітки свердловин, схемою взаємного розташування добувних і нагнітальних і точечностью (трохи) самих свердловин в порівнянні з розмірами експлуатованих нафтових площ. При об'єднанні нафтових пластів в експлуатаційний об'єкт із-за їх відмінності по питомій продуктивності на одиницю ефективної товщини загальна нерівномірність витіснення нафти закачуваною водою збільшується, відповідно зменшується середня частка в сумарному відборі рідини.

Об'єднання пластів виправдане, якщо при цьому значення початкового максимального (амплітудного) дебіта нафти і середньої частки нафти в сумарному відборі рідини збільшується. Означає, при незмінному середньому числі свердловин, як для одного пласта, за умови витягання затверджених витягуваних запасів всіх об'єднуваних пластів їх об'єднання не тільки значно збільшує початковий максимальний (амплітудний) дебіт нафти, але також збільшує середній дебіт нафти.

3. Знижена і низька початкова нефтенасыщенность пластів, із-за чого при заводнюванні буває низький коефіцієнт витіснення нафти водою і ще нижчий коефіцієнт нафтовіддачі пластів,

4. Малі розміри чисто нафтових площ і ділянок -сложность визначення їх меж, ризик розмістити і пробурити проектні свердловини за межами цих меж.

Це можуть бути водонафтові пласти - нафта у вигляді островів в морі води; нафта знаходиться в куполах і захищена знизу від води непроникними прослоями і непродуктивними пластами.

Це можуть бути газонафтові пласти, де нафта знаходиться в знижених зонах. Нафта може бути захищена зверху від газу і знизу від води непроникними прослоями і пластами.

Ефективна розробка можлива тільки захищеній нафті, що має природний природний захист у вигляді непроникної породи зверху від газу і знизу від води.

5. Близькість тиску насичення нафти газом до початкового пластового тиску плюс помітний або навіть значний вміст в нафті твердих компонентів - асфальтенов, смол і парафинов. Обмеженість депресії на нафтові пласти при зниженні забійного тиску добувних свердловин тільки до тиску насичення і небезпека значного зниження коефіцієнта продуктивності по нафті при зниженні забійного тиску нижче за тиск насичення - зниження в 2, 3 і навіть в 10 разів. Після початку обводнення свердловини таке зниження продуктивності по нафті рівносильнозначному збільшенню в'язкості нафти зі всіма наступними звідси негативними наслідками.

Великою бідою може обернутися високий газозміст нафти і низький забійний тиск фонтанування, набагато нижчий, ніж тиск насичення. Тоді за відсутності постійного контролю і жорсткого регулювання (раціонального підвищення за допомогою штуцера гирлового і забійного тиску фонтанування) відбувається мимовільне зниження забійного тиску нижче за тиск насичення і відповідно різке падіння коефіцієнта продуктивності і дебіта нафти.

6. Висока в'язкість нафти, в десятки і сотні разів перевершуюча в'язкість води.

При невисокій проникності і невисокій ефективній товщині нафтових пластів їх ультранизька продуктивність утворюється із-за високої в'язкості нафти. А при високій в'язкості нафти виникає високе співвідношення подвижностей вытесняющей води і нафти. Тому після прориву вытесняющей води в добувні свердловини по невеликій частині нафтових пластів (по найбільш проникних шарах і лініях струму) відбувається швидке зростання тієї, що обводнює відбираної рідини, швидке зниження дебіта нафти і процес розробки завершується невисокою нафтовіддачею пластів, близькою до безводої нафтовіддачі і приблизно рівної 10-20 %.

Для таких нафтових пластів з трудноизвлекаемыми запасами нафти і ультранизькою продуктивністю РІТЭКом була запроектована і вже здійснюється інноваційна система розробки, що включає такі компоненти:

1. Раціональна максимальна депресія на нафтові пласти в добувних свердловинах. При цьому забійний тиск наближається до тиску насичення нафти газом, пластовий тиск по можливості підвищується вище за первинний рівень, але так, щоб добувні свердловини екранували дію внутрішньоконтурного закачування води, щоб на лінії крайніх периферійних добувних свердловин пластовий тиск був рівний первинному законтурному і не виникала небезпека відтоку і втрати частини запасів нафти в зовнішній водоносній області. Це - контрольоване і кероване підвищення пластового тиску.

Раціональна максимальна репресія на нафтові пласти в нагнітальних свердловинах. При цьому забійний тиск максимально можливий підвищується, але залишається нижчим за тиск гидроразрыва пласта. Такий високий забійний тиск нагнітання при постійному закачуванні і періодичному циклічному закачуванні забезпечує об'єм закачуваної води, строго відповідний об'єму відбираної рідини. Але створення раціональної максимальної депресії і раціональної максимальної репресії - непроста справа, що вимагає певних технічних рішень і спеціального устаткування. Все необхідне для цього є у РІТЭКа.

2. На нових нафтових родовищах, що вводяться в розробку, застосовується адаптивна система розробки, що дозволяє поєднувати промисловий процес здобичі нафти і закачування води з доразведкой геологічної будови нафтових пластів.

Адаптивна система дозволяє оперативно на основі інформації, одержаної при бурінні і дослідженні свердловин, змінювати і удосконалювати сітку розбурювання свердловин і схему розміщення добувних і нагнітальних, переходити від розрахункового площадкового заводнювання до виборчого заводнювання.

Встановлена за технологічними і економічними розрахунками сітка свердловин раціональної щільності, яка може бути будь-який, формується з квадратних сіток стандартного дихотомічного ряду. Цей ряд квадратних сіток утворюється шляхом подвоєння площі на свердловину і включає щільність: 1, 2, 4, 8, 16, 32, 64, 128 і 256 га/скв. Якщо за розрахунками виходить, що раціональна щільність сітки свердловин рівна 25 га/скв., то таку сітку складають з двох сіток 32 і 16 га/скв., причому 32 га/скв. буде на 72 % нафтової площі із зниженою ефективною товщиною нафтових пластів, а 16 га/скв. буде на інших 28 % нафтової площі з підвищеною ефективною товщиною нафтових пластів; і починати можна буде з щільності 32 га/скв., при необхідності без зволікання згущуючи до 16 га/скв. Розбурювання нафтової площі здійснюється по напряму від відомого до невідомого: від центру до периферії спочатку по щільності 256 і 128 г/вкв. ( це буде щільність кущів - щільність перших вертикальних свердловин кущів при кущовому бурінні свердловин), потім при підтвердженні ефективної нафтової товщини пластів згущується до щільності 64, 32 і 16 га/скв. При розрахунковій раціональній щільності сітки свердловин 25 га/ вкв. найближча густіша сітка стандартного дихотомічного ряду 16 га/скв. є базовою; всі проектні свердловини даного об'єкту можуть розміщуватися тільки в точках базової сітки.

При виділенні двох і більш експлуатаційних об'єктів по кожному з них визначається базова сітка і ці сітки так зміщуються щодо один одного, щоб всі разом по родовищу утворили максимально можливо рівномірну загальну сітку.

При такій загальній сітці ті свердловини, які виявилися непотрібними на своїх проектних експлуатаційних об'єктах (наприклад, потрапили в зони неколлектора), переводяться на другие експлуатаційні об'єкти і там виявляються повноцінними свердловинами.

При адаптивній системі розробки досить просто здійснюється розділення однієї сітки на декілька рідкісніших самостійних сіток і, навпаки, об'єднання декількох сіток в одну густішу; розділення експлуатаційного об'єкту на декілька експлуатаційних об'єктів і, навпаки, об'єднання декількох експлуатаційних об'єктів в один експлуатаційний об'єкт.

3. Раціональне об'єднання нафтових пластів низької і ультранизької продуктивності в один загальний експлуатаційний об'єкт збільшує не тільки амплітудний (початковий максимальний) дебіт нафти, але і середній дебіт нафти добувної свердловини за час здобичі затверджених витягуваних запасів. Без такого об'єднання пласти ультранизької продуктивності взагалі не можна вводити в розробку. При всіх податкових пільгах, прийнятих урядом Татарстану, при амплітудному дебіті нафти добувної свердловини менше 9 т/сут економічно збиткове розбурювати і вводити в розробку нафтові пласти, тоді як амплітудний дебіт добувної свердловини по пластах ультранизької продуктивності менше 6 т/сут. Питання стоїть так: або об'єднувати і розробляти, або не об'єднувати і не розробляти.

Відволікаючись від проблеми економічної нерентабельності, розглянемо, в чому перевага роздільної розробки нафтових пластів самостійними сітками добувних і нагнітальних свердловин. Говорять, в простоті контролю - відразу видно: де і скільки відбирають нафти, куди і скільки закачують води. Але пласти володіють зональною і пошаровою неоднорідністю по проникності, складаються з багатьох проникних шарів і непроникних прослоев; і тому не виходить простота контролю. Говорять, на основі контролю можна управляти процесом розробки нафтових пластів: по якихось окремих добувних свердловинах можна зменшувати депресію на нафтові пласти в порівнянні з максимально можливою, а по якихось окремих нагнітальних свердловинах можна зменшувати репресію на нафтові пласти в порівнянні з максимально можливою. Але ж дані нафтові пласти володіють ультранизькою продуктивністю, і найкращі свердловини, проведені на ці пласти, є малодебитными, в кращому разі - среднедебитными і тоді дають дебіт нафті за багато інших пробурених свердловин! По окремих пластах із-за їх уривчастості частина свердловин потрапляє в зони неколлектора (зони непродуктивної породи) і взагалі нічого не дає; із-за високої зональної неоднорідності пластів частина свердловин потрапляє в зони такої низької продуктивності і дає такий низький дебіт нафті, що навіть експлуатувати і здійснювати поточні економічні витрати виявляється економічно неефективно.

Як відомо, щоб управляти процесом, треба мати деякий резерв продуктивності; тоді, щоб управляти роботою свердловини - зменшувати або збільшувати їх продуктивність, треба мати деякий резерв продуктивності, означає, проектна продуктивність повинна бути помітно нижче максимально можливій продуктивності. Але такого резерву немає! Таким чином, виходить, що виділення пластів ультранизької продуктивності в окремі експлуатаційні об'єкти не дає яких-небудь додаткових технологічних можливостей і переваг.

При об'єднанні декількох подібних нафтових пластів в один загальний експлуатаційний об'єкт по добувних свердловинах однаково на всі пласти застосовуватимуться раціональні максимальні депресії, а по нагнітальних свердловинах - раціональні максимальні репресії. У початковий період розробки сумісна розробка нафтових пластів повинна бути не гірше, а краще за роздільну. У свердловинах пласти працюватимуть відповідно до своєї природної зональної неоднорідності і уривчастості: скільки за площею розповсюдження пластів є менш продуктивних зон і зон неколлектора, стільки по свердловинах в межах експлуатаційного об'єкту буде слабо працюючих і непрацюючих пластів.

При об'єднанні пластів в один загальний експлуатаційний об'єкт серйозними стають питання їх включення в роботу і виключення з роботи.

Для включення всіх пластів в повноцінну роботу передбачено буріння свердловин в межах продуктивних пластів на рівновазі і депресії; а після спуску експлуатаційної колони і цементування заколонного простору - здійснення інтенсивної глибокої перфорації з глибиною перфораційних каналів 50-100 см, пронизливих засмічену при бурінні і цементуванні прискважинную зону.

Для виключення в свердловинах окремих нафтових шарів і пластів можна застосовувати пластоперекрыватели, які вдавлюють в експлуатаційні колони, не зменшуючи їх внутрішній діаметр, дякуючи чому в одній і тій же свердловині їх можна застосовувати багато разів проти різних шарів і пластів.

Щоб ефективно вимикати шари і пласти, треба знати їх роботу і поточний стан.

Щоб по свердловинах по нафтових шарах і пластах регулярно контролювати дебіт нафти, дебіт рідини і обводнює, в них треба спускати глибинні прилади (перш за все глибинні витратоміри), що володіють необхідною високою чутливістю і точністю.

4. Обов'язкове здійснення штучної підтримки і підвищення пластового тиску шляхом внутрішньоконтурного розосередженого (площадкового і виборчого) заводнювання і приконтурного виборчого заводнювання. Здійснення плунжерными насосами Уитли-Урал індивідуального закачування води в нагнітальні свердловини з необхідним високим тиском нагнітання (але нижче за тиск гидроразрыва пласта) і продуктивністю, відповідної продуктивності (відбору рідини) навколишніх добувних свердловин. За наявності резерву продуктивності нагнітальних свердловин закачування води здійснюється циклічно з метою зменшення нерівномірності витіснення нафти водою - з метою зменшення негативного впливу пошарової неоднорідності нафтових пластів по проникності на процес їх обводнення і кінцеву нафтовіддачу пластів.

На нафтових пластах низької і ультранизької продуктивності, але що містять малов'язку нафту, з метою збільшення коефіцієнтів прийомистості і зменшення числа нагнітальних свердловин в два і більше разу в нагнітальні свердловини закачується хімічний реагент полисил по патенту РІТЭКа.

По нафтових пластах низької і ультранизької продуктивності, що містять малов'язку нафту, але що володіє зниженою початковою нефтенасыщенностью і відповідно низькою нафтовіддачею при заводнюванні, з метою різкого збільшення нафтовіддачі і значного збільшення углеводородоотдачи доцільно проектувати газове заводнювання, при якому услід за широкою облямівкою газу закачується вода і здійснюється чергування закачування газу і води. При газовому заводнюванні в періоди закачування газу може значно збільшуватися поточна здобич нафти. Але для здійснення газового заводнювання необхідні природний газ з природним достатньо високим пластовим тиском, тоді не треба встановлювати громіздкі багатоступінчаті компресори; тому поблизу необхідно мати глибоко залягаючі газоносні пласти з достатніми запасами газу.

По нафтових пластах ультранизької продуктивності, що містять високов'язку нафту, з офіційно затвердженою низкою або невисокою нафтовіддачею 10+20 %, з метою значного збільшення нафтовіддачі до 30 % і вище запроектовано застосування циклічного закачування води, а після прориву води в навколишні добувні свердловини - здійснення в нагнітальні скважины-обводнительницы закачування води і невеликої частини (близько 5 %) здобутої високов'язкої нафти, що чергується. Це не тільки збільшить кінцеву нафтовіддачу пластів, але і поточну здобич нафти.

У Росії вже розвідані величезні запаси нафти в пластах низької і ультранизької продуктивності. Ці запаси нафти в основному поки не введені в промислову розробку. При звичайній стандартній технології розробка цих запасів нафти економічно нерентабельна.

Але РІТЭКом вже обгрунтована інноваційна система розробки, що дозволяє такі запаси нафти розробляти економічно ефективно. Ця інноваційна система вже запроектована і здійснюється на нафтових родовищах РІТЭКа; вона захищена багатьма патентами Російської Федерації.

ІННОВАЦІЙНА СИСТЕМА РОЗРОБКИ МАЛОПРОДУКТИВНИХ НАФТОВИХ РОДОВИЩ

Ця система має наступні ланки:

1. Раціональне об'єднання нафтових пластів в загальний експлуатаційний об'єкт, що підвищує економічну рентабельність здобичі нафти, різко зменшує капітальні витрати на розробку родовища, збільшує розбурювану нафтову площу і геологічні запаси нафти, що залучаються до розробки.

Завдяки цьому стає економічно рентабельно залучати до розробки малопродуктивні багатопластові родовища високов'язкої нафти.

Потенційно можливий ефект на родовищах АТ РІТЭК: збільшення дебіта свердловин в 2-3 рази, збільшення площі розбурювання нафтових пластів в 1,2-1,5 разу.

2. Застосування адаптивної системи розробки нафтових родовищ, включаючої використання рівномірної квадратної сітки розміщення свердловин стандартного дихотомічного ряду квадратних сіток і оберненої 9-точкової схеми площадкового заводнювання, що дозволяє оперативно згущувати і розріджувати сітку свердловин і видозмінювати систему заводнювання, з урахуванням інформації, одержаної при бурінні і дослідженні свердловин, реалізовувати принцип вибірковості і від рівномірного площадкового заводнювання переходити до приконтур- ному виборчому і виборчому заводнюванню.

Адаптивна система - найбільш відповідна в умовах дефіциту інформації і для обліку інформації, що поступає. Виборча адаптивна система дозволяє поєднувати промислову розробку і доразведку нафтових пластів.

Потенційно можливий ефект: зменшення частки неефективних свердловин на 50 % і прискорення введення нафтового родовища в промислову розробку на 1-2 роки.

3. Застосування плунжерных насосів Уитли-Урал, свердловин, що розташовуються на кущах, поряд з нагнітальними свердловинами, для здійснення індивідуального закачування води відповідно до дебітів нафти навколишніх добувних свердловин. Застосування підвищеного тиску нагнітання, близького до тиску гидроразрыва пласта, для досягнення контрольованого підвищення пластового тиску вище за первинну величину, збільшення дебіта нафти і здійснення циклічного заводнювання.

Потенційно можливий ефект: реалізація режиму підтримки пластового тиску замість режиму виснаження пластової енергії, що різко збільшує нафтовіддачу пластів; за рахунок підвищеного пластового тиску - додаткове збільшення дебіта свердловини в 1,2 разу, за рахунок циклики -повышение нафтовіддачі пластів в 1,2 разу.

4. Після початку обводнення навколишніх добувних свердловин переклад нагнітальних свердловин з циклічного закачування води на закачування води і невеликої частини (5 %) здобутої високов'язкої нафти, що чергується.

Потенційно можливий ефект: різке зменшення неодруженого прокачування води, збільшення поточних дебітів нафти свердловин, що обводнюються, і додаткове збільшення нафтовіддачі пластів в 1,5-2 рази.

5. Буріння свердловин на рівновазі і депресії зносостійкими долотами на якісному буровому розчині з метою збереження природних колекторних властивостей призабойных зон нафтових пластів.

В даний час почали застосовувати систему Корал. Застосування системи Корал виключає цементування нафтових пластів і засмічення їх при цементуванні, дозволяє шляхом включення і виключення регулювати розробку нафтових пластів, дозволяє визначати їх індивідуальні дебіти нафти, обводнює, забійний і пластовий тиск і індивідуально вимикати з роботи.

При застосуванні системи Корал здійснюється своя спеціальна конструкція свердловини, і тому немає необхідності в глибокій перфорації нафтових пластів.

Потенційно можливий ефект: виключення зниження природної продуктивності пластів в 1,2-1,5 разу.

6. Застосування на всіх свердловинах 6-дюймових експлуатаційних колон, що підвищує довговічність свердловин і надійність системи розробки, істотно підвищує нафтовіддачу пластів. У разі багатократної втрати герметичності в свердловину можна спустити і зацементувати 4-дюймову експлуатаційну колону і продовжувати успішну експлуатацію. Відмова від 5-дюймових і застосування 6-дюймових експлуатаційних колон збільшує капітальні витрати приблизно на 2 %, що відразу ж компенсує збільшення дебіта нафти більш ніж на 2 %.

Потенційно можливий ефект: збільшення довговічності свердловин в 2 рази, збільшення надійності системи розробки і виключення зниження витягуваних запасів нафти в 1,2-1,5 разу.

7. Застосування глибокої перфорації послідовно відразу всіх нафтових пластів з глибиною перфораційних каналів 50-100 см з метою прискорення і підвищення ефективності освоєння нафтових пластів.

Потенційно можливий ефект: додаткове збільшення дебіта свердловин в 1,2 разу.

8. Освоєння свердловин АТ РИ- , що є на озброєння, ТэК сучасними свабами і ежекторними насосами.

Потенційно можливий ефект: виключення зниження природної продуктивності пластів в 1,2 разу.

9. Промивка свердловин дистилятом і застосування стаціонарного електропрогрівання нафтових пластів з метою видалення асфальтосмолопарафиновых відкладень, прогрівання найближчої призабойной зони нафтових пластів і підвищення продуктивності свердловин.

Потенційно можливий ефект: додаткове збільшення дебіта свердловин в 1,2 разу.

10. Постійний регулярний контроль за роботою добывающих свердловин - за їх дебітом нафти, обводнює, забійним і пластовим тиском з метою оптимізації режиму робіт глибинних насосів.

Під час щорічних профілактичних ремонтів свердловин -определение чутливим глибинним витратоміром індивідуальних дебітів нафтових пластів і їх участі в загальному дебіті, також визначення обводнення шарів і пластів.

Потенційно можливий ефект: додаткове збільшення дебіта свердловин в 1,2 разу.

11. Застосування пластоперекрывателей для захисту пробурених нафтових пластів від засмічення і для ізоляції обводнюючих відособлених нафтових шарів і пластів.

Потенційно можливий ефект: зменшення відбору попутної води в 1,5 разу.

12. Підтримка забійного тиску добувних свердловин на рівні тиску насичення нафти газом.

Потенційно можливий ефект: виключення зниження продуктивності нафтових пластів в 1,2-1,5 разу.

Адаптивна система розробки

Процес розробки нафтового родовища можна характеризувати небагатьма параметрами: перш за все продуктивністю (амплітудним дебітом на проектну свердловину, середнім коефіцієнтом продуктивності свердловини), потім місткістю (об'ємом геологічних запасів нафти, а при відомому вытесняющем агенті - закачуваній воді об'ємом геологічних запасів, помноженим на коефіцієнт витіснення нафти водою) і неоднорідністю (зональною і пошаровою неоднорідністю по проникності і швидкості витіснення нафти водою і уривчастістю).

Повнота витягання запасів нафти і вимушений відбір разом з нафтою великих об'ємів попутної води прямо пов'язані з неоднорідністю. А неоднорідність (нерівномірність) створена природою і створена людиною. Остання обумовлена точечностью розташування джерел і стоків - нагнітальних і добувних свердловин і нерівномірністю сітки свердловин. У широко вживаній нашій методиці проектування розробки нафтових родовищ чисельні значення неоднорідності (нерівномірності) легко пересчитывают^ у втрати витягуваних запасів нафти і зниження середнього дебіта нафти на свердловину. Тут хотілося б звернути увагу на те, що людський чинник при розробці нафтових родовищ може бути і нерідко посильніший і понебезпечніший за природний чинник. Штучно створена людиною неоднорідність (нерівномірність) може бути більше природної неоднорідності. Ця додаткова неоднорідність (нерівномірність) утворюється: із-за проектування не кращої сітки розміщення свердловин, просто нерівномірної або спочатку рівномірною, але такою, що не володіє стійкою в часі рівномірністю; із-за неякісного буріння і освоєння свердловин, коли фактичне розташування забоїв свердловин хаотичним чином значно відхиляється від проектного розташування на 50 м і більш (при відстані між сусідніми свердловинами 300-400 м), коли частина нафтових шарів виявляється неосвоєною і не введеною в розробку, і по цих шарах відбулося хаотичне розрідження сітки свердловин, гірше з можливих розріджень; із-за обмеженої довговічності свердловин, хаотичного їх виходу з ладу і випадання з розробки їх ще невідібраних витягуваних запасів нафти; через відсутність задовільного по точності контролю за роботою свердловин (за їх закачуванням води, за їх дебітом рідини, обводнює, дебітом нафти і забійним тиском), що дозволяє по кожній свердловині окремо ухвалювати інженерні рішення, зокрема, досягши тієї, що граничної обводнює рідини добувні свердловини порізно вимикати з роботи. Остання обставина є дуже серйозною. Воно приводить до об'єднання великих груп різнорідних свердловин, що працюють на загальні збірні резервуари, в укрупнені свердловини з колосально збільшеною нерівномірністю витіснення нафти водою, значним збільшенням відбору попутної води і зниженням нафтовіддачі пластів. За нашим уявленням, саме остання обставина є головною причиною недосягнення затвердженої нафтовіддачі пластів навіть у відносно благополучних нафтовидобувних районах.

Адаптивна система розробки нафтових родовищ -это засіб проти виникнення додаткової неоднорідності (нерівномірності); правда, засіб не абсолютне, а часткове, не компенсуюче неякісне буріння свердловин і відсутність індивідуального задовільного по точності контролю за їх дебітами нафти.

Адаптивна система розробки нафтових родовищ виникла з досвіду проектування і здійснення розробки родовищ Татарії (перш за все поклади бобриков-ского горизонту Бавлінського родовища), Західного Сибіру (28 найменше розвіданих і найменше продуктивних родовищ Тюменської і Томська областей), Казахстану (багатопластових родовищ Каламкас, Кумколь, Акшабу-лак) і Алжіру (найбільшого родовища Хасси-Массауд) і спостереження вживаних сіток свердловин на родовищах в США.

Адаптивна система - це пристосовувана система, яку найлегше пристосувати (адаптувати) до нової картини геологічної будови нафтових пластів, що відкрилася після буріння нових свердловин. Багаторічний досвід показує, що адаптивну систему розробки доцільно застосовувати не тільки на слаборазведанных і малопродуктивних, але і на задовільно розвіданих високопродуктивних крупних і найбільших нафтових родовищах і багатопластових родовищах. Це пов'язано з практикою застосування дуже рідкісних сіток розвідувальних свердловин і досить рідкісних сіток разработческих свердловин, а також з часто спостережуваною високою зональною неоднорідністю по продуктивності і уривчастістю нафтових пластів.

Звичайний порядок вибору системи і порядку розробки нафтового родовища включає наступні етапи:

1. Вибір геометрії сітки свердловин.

Якщо відсутній або поки залишається невстановленою анізотропія колекторних властивостей нафтових пластів за площею їх розповсюдження, то краще всього застосовувати рівномірну сітку свердловин. Такими є трикутна і квадратна. А якщо по рідко розташованих розвідувальних свердловинах геологічна будова пластів встановлена неточно і при експлуатаційному розбурюванні бажане коректування сітки свердловин, то первинна сітка потрібна рівномірна квадратна, яку простіше всього розріджувати і згущувати в 2-4 рази. Квадратна сітка - найбільш стійка в часі рівномірна сітка.

2. Вибір схеми заводнювання і співвідношення добувних і нагнітальних свердловин.

3. Виділення експлуатаційних об'єктів. Раціональне виділення експлуатаційних об'єктів

4. Визначення раціональної щільності проектної сітки свердловин

У недавньому минулому раціональна щільність проектної сітки свердловин визначалася по умові досягнення максимуму народногосподарського економічного ефекту. Раціональна нафтова площа на свердловину Sp виходила при

досягненні максимуму економічного ефекту Э = max. Тепер замість народногосподарської економічної ефективності визначається економічна ефективність для нафтовидобувного підприємства на місці здобичі нафти. При цьому замість ціни нафти на світовому ринку береться ціна нафти на місці її здобичі за вирахуванням всіх податків.

5. Вибір напряму розбурювання і створення системи розробки родовища.

Раціональний напрям від центру родовища до його периферії - від відомішого продуктивнішого і надійнішого до менш відомого менш продуктивного і менш надійному. В процесі буріння проектних разработческих свердловин здійснюється доразведка геологічної будови нафтових пластів. Тому сітка свердловин, спочатку в 2-4 рази рідкісніша, поступово згущується до проектної щільності.

Приведеному порядку вибору системи розробки нафтового родовища цілком відповідає адаптивна система, але у неї є свої особливості:

1. Всі практично можливі проектні сітки розміщення свердловин складаються з сіток стандартного дихотомічного ряду квадратних сіток, який починається з квадратної сітки 100x100 м або 0,01 км2 ⁼ 1 га на свердловину і продовжується шляхом послідовного розрідження в 2 рази.

51: 1, 2, 4, 8, 16, 32, 64 і 128 га/скв.

2. Обгрунтована спеціальними техніко-економічними розрахунками для даного нафтового покладу раціональна щільність сітки свердловин виконується при складанні раціональної мережі з двох сіток стандартного дихотомічного ряду: однієї найближчої густішої і іншої найближчої рідкіснішої які між собою розрізняються в 2 рази: частка нафтової площі, зайнята густішою сіткою з позначається А; при цьому середнє число свердловин в межах одиниці нафтової площі рівне звідси визначається частка нафтової площі з густішою сіткою

Рідкісніша сітка свердловин з називається стартовою, а густіша сітка з 5, називається базовою. Остання дає точки можливого розміщення свердловин. Але дійсний перехід від стартової сітки до базової сітки здійснюється тільки на частини нафтовій площі з вищою ефективною товщиною нафтових пластів, частка цієї частини рівна А.

3. З урахуванням базових сіток окремих експлуатаційних горизонтів (нафтових покладів) визначається базова сітка свердловин в цілому всього даного нафтового родовища, яка теж береться із стандартного дихотомічного ряду сіток і теж як найближча густіша з

т.д. експлуатаційних горизонтів.

Встановлена таким чином базова сітка свердловин всього родовища містить в собі базові сітки всіх експлуатаційних горизонтів. Так, виходить максимально можливо рівномірна сітка розміщення свердловин в цілому по родовищу і окремо по кожному експлуатаційному горизонту.

4. Свердловини обсаджують 6-дюймовою експлуатаційною колоною і бурят на глибину декількох або навіть всіх експлуатаційних горизонтів.

Завдяки цьому свердловини, що з тієї або іншої причини виявилися непотрібними по своїх проектних горизонтах (замість продуктивної породи зустріли непродуктивну непроникну породу, замість ефективної нафтової товщини зустріли водяну товщину або вже відібрали витягувані запаси нафти і виконали там своє технологічне завдання), переводять на інші експлуатаційні горизонти і там виявляються повноцінними і рівноправними з вже існуючими свердловинами. В порівнянні з іншими неадаптивними системами розробки нафтових родовищ ефективність перекладу свердловин на інші горизонти виявляється вищою в два з гаком рази.

Як початкове заводнювання проектується площадкове заводнювання по оберненій дев'ятиточковій схемі при співвідношенні добувних і нагнітальних свердловин, рівному т = 3. А в початковий період співвідношення добувних і нагнітальних свердловин може бути ще більше, рівним т = 7. Від такого початкового заводнювання простіше всього перейти до якогось іншого заводнювання, наприклад до виборчого. Це може бути зроблено по ходу розбурювання експлуатаційних горизонтів з урахуванням геолого-фізичної характеристики пластів, встановленої по пробурених і досліджених свердловинах. Розбурювання йде по напряму від центру родовища до його периферії; і по експлуатаційних горизонтах в їх приконтурной області обов'язково буде приконтурное

виборче заводнювання через свердловини, що опинилися з підвищеною водяною товщиною по продуктивних пластах.

Приведені мал. 1.1, 1.2, 1.3 і 1.4 ілюструють р азные сторони проблеми застосування на нафтових родовищах адаптивної системи розробки.

На мал. 1.1 показана частина дихотомічного ряду квадратних сіток - багатократне послідовне подвоєння числа свердловин.

На мал. 1.2 показане складання декількох однакових квадратних сіток свердловин (двох, трьох, чотирьох). Видно, що при складанні трьох сіток свердловин загальна сітка виявляється достатньо рівномірною.

На мал. 1.3 показане, як з двох рівномірних квадратних сіток, але різних по щільності (51 = 25 і 51 = 16 га/скв), утворюється загальна нерівномірна сітка свердловин.

На мал. 1.4 показане, як на родовищі по напряму розбурювання поступово згущується сітка свердловин і промислове розбурювання поєднується з доразведкой.

А даптативна система розробки нафтових родовищ є мобільнішою: вона дозволяє швидше вводити в розробку запаси нафти (окремими ділянками і навіть осередками свердловин без шкоди для сусідніх ділянок) і швидше нарощувати здобич нафти; дозволяє промислову розробку одних ділянок поєднувати з доразведкой інших сусідніх ділянок; забезпечує повніший обхват розбурюванням і розробкою геологічних за пасів нафти і вищий коефіцієнт нафтовіддачі пластів; ефективніше використовує капітальні вкладення, проведені в будівництво свердловин. Тому на нових нафтових родовищах рекомендується проектувати застосування адаптивної системи розробки.

На слаборазведанных і сложнопостроенных нафтових і нафтогазових родовищах, в умовах невизначеності початкової інформації про геологічну будову нафтових пластів і про ціни на нафту, що здобувається, доцільно проектувати адаптивну систему розробки, поєднуючу промислову розробку і доразведку нафтових пластів і що дозволяє оперативно враховувати зміни геологічної і економічної обстановки.