2.11 Геолого - геофизические основы выделения эксплуатационных объектов на многопластовых нефтяных месторождениях

2.11.1 Критерии и принципы выделения

эксплуатационных объектов

Эксплуатационный объект — это часть нефтяной залежи по площади и по толщине пластов, предназначенный для эксплуатации по самостоятельным сеткам добывающих и нагнетательных скважин. Правильный выбор таких объектов — залог эффективной разработки нефтяного месторождения с высокими технико - экономическими показателями.

В настоящее время в связи с улучшением технической оснащенности промыслов наблюдается тенденция учета большего числа параметров и критериев при объединении нескольких пластов в один эксплуатационный объект. Например, значительная разница в проницаемости пород пластов с различными свойствами не влияет на их объединение в один объект разработки, так как методы поддержания давления при закачке воды в различные пласты через нагнетательные скважины, расположенные по единой сетке, позволяют регулировать продвижение водонефтяного контакта. С увеличением числа разрабатываемых пластов один и тот же дебит получают при меньших депрессиях, в результате чего удлиняется фонтанный период работы пласта, эксплуатируются насосные скважины с меньшими глубинами спуска оборудования, затрудняется разрушение слабосцементированных пластов и прорыв посторонних вод в скважину и т. д.

Различные пласты объединяются на основе комплексного изучения геологического строения залежи и отдельных ее объектов, гидродинамической и геофизической их характеристики и технико-экономических показателей разработки при различных схемах выделения эксплуатационных объектов [34]. Основной геологический критерий правильности выделения эксплуатационных объектов — рациональность показателей разработки. Считается лучшим тот вариант, который обеспечивает выполнение плановых заданий при наименьших расходах средств и максимально возможных коэффициентах нефтеотдачи в условиях соблюдения всех необходимых мер по охране недр и окружающей среды.

При изучении геолого - геофизического строения продуктивной толщи анализируются различные ее характеристики: толщина и число продуктивных пропластков и разделяющих их промежуточных зон; литологическая характеристика продуктивных пластов; коллекторские свойства пород; типы залежей, приуроченные к различным горизонтам; степень совпадения в них и положение водонефтяных контактов (ВНК); наличие водоносных и газовых горизонтов в продуктивной толще; ожидаемые и планируемые режимы работы пластов; состав и свойства нефти и газа в различных горизонтах; запасы в них нефти и газа.

Самостоятельными объектами разработки могут быть пласты значительной толщины, имеющие крупные (20—30 м и более) непроницаемые разделы. При небольшой их толщине и наличии зон слияния, осложняющих раздельное нагнетание воды в каждый из пластов и регулирование процессов разработки, пласты объединяются в единый эксплуатационный объект. Желательно, чтобы типы залежей были одинаковыми.

Нецелесообразно объединять пласты с различной литологической характеристикой (например, коллектор, сложенный трещиноватыми карбонатными породами, с терригенным). Считается, что допустимо совмещать пласты, проницаемость пород в которых различается в 2—3 раза, если методы поддержания давления позволяют выравнивать темпы их выработки. Объединение пластов целесообразно при единых водонапорной системе и поверхности водонефтяного контакта и нецелесообразно при условиях быстрого обводнения одного или нескольких пластов и при химической несовместимости пластовых вод. Совместная разработка пластов облегчается, если природные их условия способствуют проявлению или поддержанию одинакового гидродинами­ческого режима работы.

На выбор эксплуатационных объектов влияют физические и физико-химические свойства нефти и газа. Высокая вязкость нефти, большое различие в давлениях насыщения нефти газом, значительное содержание парафина и сернистых соединений в нефти некоторых пластов препятствует объединению их в один объект с другими горизонтами. В некоторых случаях нельзя объединять пласты вследствие высокого содержания азота, сероводорода и других примесей в газе, растворенном в нефти.

Допустимые пределы снижения давления ниже давления насыщения нефти газом определяются по данным гидродинамических расчетов, с помощью которых устанавливаются ожидаемые забойные депрессии при различных схемах объединения пластов и различных вариантах разработки. Считается, что для объединения пластов в один объект эксплуатации при водонапорных режимах во избежание засорения коллекторов газом забойные давления в скважинах не должны быть ниже, чем на 25 % от давления насыщения газом нефти объединяемых гори­зонтов.

Целесообразность объединения пластов в один объект эксплуатации, установленная по упомянутым геолого - геофизическим признакам, далее уточняется и проверяется технологическим анализом, гидродинамическими и экономическими расчетами. При этом рассматривается ряд вариантов показателей совместной раз­работки пластов, объединенных в один эксплуатационный объект, в различных сочетаниях. Следует учитывать, что при совместной разработке нескольких пластов утрачиваются некоторые положительные качества раздельной эксплуа­тации каждого из них. Например, максимально возможная добыча нефти из всех горизонтов при самостоятельной их разработке может значительно превышать суммарный дебит этих же пластов при объединении их в один объект эксплуата­ции. Это связано с различием допустимых депрессий давления между забоями скважин и пластом некоторых объединяемых объектов. При совместной эксплуатации забойные давления устанавливаются по какому-либо одному признаку или по нескольким из них, ограничивающих отбор нефти (разрушение слабосцемен­тированных пород одного из горизонтов, повышенное значение давления насыще­ния нефти газом в другом, близость газонефтяного или водонефтяного контактов и т. д.). Эти особенности в свойствах некоторых из объектов вынуждают устанав­ливать депрессии, значительно меньшие, чем те, которые допустимы для ряда других объединяемых горизонтов. Имеются и другие причины снижения суммар­ной продуктивности пластов при их объединении. В результате уровень макси­мальных отборов нефти из пластов при их объединении снижается. Поэтому в про­цессе гидродинамических расчетов оценивается продуктивность каждого из объединенных пластов.

Дебиты скважин при объединении высокопродуктивных горизонтов должны быть согласованы с пропускной способностью и производительностью имеющегося эксплуатационного оборудования.

Целесообразный вариант объединения пластов окончательно определяется по данным экономического анализа.

Разделение залежи по площади на эксплуатационные объекты проводится с учетом разобщенности различных частей залежи тектоническими нарушениями и зонами выклинивания пластов с учетом существенных изменений коллекторских свойств пород по простиранию пластов и физических свойств нефти, с учетом геометрии залежи, неравномерностей залегания запасов и водонефтенасыщенности коллекторов в различных частях залежи и т. д.

Из сказанного следует, что для правильного и своевременного решения задач выделения эксплуатационных объектов необходимо соответственно орга­низовать разведку и подготовку многопластовых нефтяных месторождений к раз­работке. В работе [34] показано, что существенная роль при выделении эксплуатационных объектов принадлежит геологическим характеристикам объединяемых горизон­тов. Сложность их анализа заключается в недостаточности имеющихся количе­ственных оценок весомости упомянутых геологопромысловых характеристик объединяемых пластов. Поэтому в последнее время делаются попытки при вы­делении эксплуатационных объектов учесть количественные критерии, связанные с геологическими особенностями строения различных горизонтов. В качестве примера приводится методика количественной оценки степени различия свойств, объединяемых пластов, предложенная В. Г. Каналиным [34]. Методика позволяет оценивать зависимость коэффициента продуктивности скважин при совместной эксплуатации пластов от степени их различия по нескольким геологопромысловым признакам. По этой методике можно (по данным учета снижения годовых отборов нефти при различных вариантах объединения пластов) определить влия­ние степени различия свойств пластов на результаты их совместной эксплуа­тации.

2.11.2 Методика оценки годовых отборов нефти при объединении нескольких продуктивных пластов в один эксплуатационный объект

Решением проблемы совместного освоения и исследования пластов занимались многие специалисты в СССР. В 60х годах ХХ века в ПО «Башнефть» впервые были разработаны технические устройства для совместно – раздельной эксплуатации двух пластов в одной скважине.

Особенно остро стоит эта проблема при разработке многопластовых нефтяных месторождений Западной Сибири [1]. По этому поводу у ведущих специалистов отрасли имеются различные мнения, иногда совершенно противоположные. При этом основным является вопрос – как разработанные технологии будут влиять на выработку запасов из пластов и на конечную нефтеотдачу пластов.

Если вопрос об объединении двух и более пластов в один объект разработки на нефтяных месторождениях был в теоретическом отношении решён (Быков В.И., 1970; В.Г. Каналин, 1975), то в технологическом отношении – разделение дебитов, замер текущих забойных и пластовых давлений, получение гидродинамических параметров пластов, - решения не было.

Известные в отрасли специалисты Ю.Е. Батурин, Б.Т. Баишев, А.А. Боксерман, В.Д. Лысенко, В.Н. Мартос, Р.Х. Муслимов, Е.В. Лозин считают целесообразным объединение нескольких пластов в совместную разработку.

В тоже время профессор Е.Н. Дияшев и профессоры Н.Н. Непримерова, В.Е. Лещенко считают, что любое объединение нескольких пластов в один объект разработки приведет к снижению КИН. Если без объединения пластов можно обеспечить минимально допустимые с точки зрения экономики запасы нефти на скважину, то необходимо находить и применять эффективные технологии для их извлечения при раздельной разработке [2]. «Многолетний опыт, - отмечает профессор С.Н. Закиров, - однозначно свидетельствует о нецелесообразности объединения двух и более пластов в один объект».

Профессор С.А. Жданов и профессор М.М. Иванова, профессор Н.П. Лебединец допускают возможность применения совместной разработки пластов, если пласты имеют близкие геолого - физические параметры (особенно проницаемость, которая не должна отличаться более чем в 1,5–2 раза), но при обеспечении эффективного контроля и регулирования выработки запасов из каждого пласта.

По мнению профессора В.Н. Щелкачева, объединение нескольких пластов в один объект разработки нежелательно, так как способствует ухудшению выработки запасов нефти. Однако, поскольку на практике такое объединение проводят, необходимо быть готовыми к работам по изоляции отдельных прослоев либо бурению дополнительных скважин для выработки оставшейся нефти и т. д. Иными словами, при объединении нескольких пластов в один объект необходима кропотливая работа по регулированию выработки запасов из пластов.

Из краткого обзора видно, что по вопросу объединения нескольких пластов в один объект разработки единого мнения нет, так как условия совместной разработки пластов отличаются от условий их раздельной эксплуатации.

В настоящее время нефтяные компании в Западной Сибири разрабатывают многопластовые нефтяные и нефтегазовые месторождения. При этом многие скважины эксплуатируются с одновременной добычей продукции из двух и более объектов разработки. Экономическая эффективность такого способа добычи несомненна. В тоже время появляется серьезная проблема - контроль над выработкой запасов из пластов и соблюдение проектных параметров разработки месторождений.

Обоснование возможности совместной разработки группы пластов является оптимизационной задачей разработки залежей и её решают в два этапа:

- на первом этапе рассматриваются горно-геологические условия залегания пластов, благоприятствующие или препятствующие объединению группы пластов в один эксплуатационный объект;

- на втором этапе решаются технологические и экономические задачи.

Важной задачей является получение достоверной геолого -геофизической и гидродинамической информации о состоянии пластов в процессе их разработки.

Для принятия решения о возможности объединения нескольких пластов в один объект разработки необходимо решить несколько задач:

- определение степени гидродинамического взаимодействия (связности) пластов;

- выбор оптимальной депрессии, исходя, в первую очередь, из геолого – геофизических и гидродинамических параметров пластов, а также их энергетического состояния (контроль изменения текущего пластового давления и температуры в зоне отбора);

- определение оптимальной динамики добычи пластовой жидкости по каждому пласту.

Оценив влияние степени различия свойств между продуктивными пластами на результаты их совместной разработки при решении вопроса о возможности объединения нескольких нефтеносных пластов в один эксплуата­ционный объект, необходимо сравнить получаемые отборы добываемой нефти при раздельной (последовательной) и совместной их эксплуатации. Получаемая разница в добыче нефти позволяет оценить ее уменьшение (Δq) при текущих суточ­ном и годовом отборах. Максимальное уменьшение добычи нефти Δq _max будут наблюдаться при полном разбуривании залежи (или объекта эксплуатации) всеми проектными добывающими и нагнетательными скважинами, т. е. при макси­мальном годовом отборе добываемой нефти.

. Годовые отборы нефти определяют с помощью среднего коэффициента продуктивности залежи нефти или в целом эксплуатационного объекта.

Максимальный дебит нефти (q₀) ряда скважин нефтяной залежи (в целом залежи) или многопластового эксплуатационного объекта при этой методике:

q0 = Kсрn0(pн-pд)φ365ξ,

(2.13)

где K_ср - средний коэффициент продуктивности скважин, рассчитанный по всем скважинам прямым или косвенным способами;

n₀ - общее число пробурен­ных и введенных в работу скважин;

p_н - p_д - соответственно давление на забое нагнетательных и добывающих скважин;

φ - функция относительной производи­тельности скважин (дебит жидкости на одну скважину при единичных средних коэффициенте продуктивности и перепаде давления между забоями нагнетатель­ных и добывающих скважин);

ξ — коэффициент эксплуатации.

В расчетную формулу по разрабатываемым месторождениям при раз­дельной и совместной разработке подставляются соответствующие коэффициенты продуктивности K₁, K₂ … K_n и K_сов.

Разница между суммарной добычей сравниваемых пластов и добычей нефти при совместной эксплуатации этих же пластов позволит определить умень­шение в добыче нефти:

Δq=(q1+q2+…+qn) - qсов,

(2.14)

где q₁, q₂, q_n — соответственно максимальный годовой отбор добычи нефти из первого, второго и n-го пластов при условии их раздельной эксплуатации;

q_сов — максимальный годовой отбор добычи нефти при совместной эксплуатации п пла­стов, объединяемых в один эксплуатационный объект.

По нефтяным месторождениям, введенным в разработку лишь частично или которые предполагается в ближайшее время ввести в разработку, вначале опреде­ляют коэффициенты продуктивности Ki в каждой скважине по продуктивным пластам косвенными методами при условии их самостоятельной разработки, а затем суммарный коэффициент продуктивности К_сум. После чего на основе составленных уравнений по отношениям геологопромысловых признаков (λ) находят коэффициент продуктивности ( ) при совместной эксплуатации сравниваемых пластов. Далее рассчитывают максимальные годо­вые отборы нефти при раздельной и совместной эксплуатации сравниваемых пластов и Δq.

Таким образом, рассмотренные материалы позволяют оценить Δq, если объединяют несколько продуктивных пластов в один эксплуатационный объект при сравнении текущих годовых или максимальных годовых отборов нефти.

Изложенная методика, следовательно, позволяет оценить уменьшение в те­кущей добыче нефти лишь в том случае, если сравниваются максимальные отборы нефти. Однако при решении вопроса о наиболее рациональном варианте совмеще­ния пластов в эксплуатационные объекты необходимо определить годовые отборы нефти при раздельной и совместной их эксплуатации, а также соответствующие уменьшения в добыче нефти Aq за основной период или за весь срок разработки. Другими словами, необходимо оценить влияние степени различия между сравни­ваемыми пластами на результаты их совместной эксплуатации в динамике, т. е. за основной период или весь срок разработки по залежам пластов или в целом по эксплуатационному объекту.

В работе [33] между текущим дебитом нефти и текущими извлекаемыми запасами устанавливается прямая пропорциональность, и отношение (i) текущего дебита к текущим извлекаемым запасам является постоянной величиной:

i,

(2.15)

где i — постоянный коэффициент;

q₀ — максимальный годовой дебит нефти (амплитудный дебит);

Q₀ — начальные извлекаемые запасы нефти.

С увеличением времени эксплуатации нефтяной залежи суммарный отбор нефти Q_q из нее будет равным извлекаемым запасам нефти Q₀:

(2.16)

(2.17)

После частичного преобразования формул (2.16) и (2.17) получим

(2.18)

где ' — отбор нефти за t-й интервал времени;

— амплитудный дебит нефти по состоянию на середину t-го интервала времени;

— начальные извлекаемые запасы нефти, введенные в активную разработку к середине t-го интервала времени;

— накопленный отбор нефти 1-го интервала. Тогда

(2.19)

С учетом (2.16 и 2.19) получим формулу дебита нефти:

(2.20)

где q⁽¹⁾, q^(t-1), q^(t) — соответственно годовой дебит нефти в первом, в предществующем и в рассматриваемом годах.

После всех расчетов сравнивают годовые и накопленные отборы нефти при раздельной и совместной эксплуатации пластов, оценивают снижение добычи при различных вариантах объединения пластов в эксплуатационные объекты.

Вычисленные в процессе гидродинамических расчетов такие технологические показатели, как объем добычи нефти, жидкости, обводненность продукции, объем закачиваемой воды, число эксплуатационных и нагнетательных скважин при вариантах раздельной и совместной эксплуатации пластов, — основные, исполь­зуемые для определения экономических показателей разработки каждого рас­сматриваемого варианта.

Тщательное изучение и учет геологопромысловых особенностей продуктив­ных пластов, объединяемых в эксплуатационные объекты, позволяет сделать предварительные выводы о рациональности их объединения, судя по накоплен­ной добыче за основной срок эксплуатации и по коэффициенту нефтеотдачи. Окончательный выбор оптимального варианта может быть осуществлен путем сопоставления количественных и качественных показателей разработки место­рождения по отдельным вариантам. В роли последних выступают экономические показатели. Для предприятия рациональным считается такой вариант разработки месторождения, который обеспечивает минимум приведенных затрат с уче­том фактора времени, общих удельных затрат за основной период разработки и максимум прибыли на 1 руб. капитальных вложений.

Учитывая невосполнимость запасов и в соответствии с этим повышенное требование к коэффициенту нефтеотдачи, оптимальность объединения пластов для совместной эксплуатации необходимо оценивать по народнохозяйственному эффекту.