Научные основания разработки нефтяных месторождений

А. П. Крылов, М. М. Глоговский, М. Ф. Мирчинк, Н. М. Николаевский, И. А. Чарный

НАУЧНЫЕ ОСНОВЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Москва • Ижевск 2004

УДК 622.2

МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ ВОСТОЧНЫХ РАЙОНОВ СССР и МИНИСТЕРСТВО ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ СССР

МОСКОВСКИЙ НЕФТЯНОЙ ИНСТИТУТ имени акад. И. М. ГУБКИНА

А. П. КРЫЛОВ, М. М ГЛОГОВСКИЙ, М. Ф. МИРЧИНК, Н. М. НИКОЛАЕВСКИЙ, И. А. ПАРНЫЙ

НАУЧНЫЕ ОСНОВЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

ГОСУДАРСТВЕННОЕ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОЕ ИЗДАТЕЛЬСТВО НЕФТЯНОЙ И ГОРНО-ТОПЛИВНОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

Крылов А. П., Глоговский М.М., Мирчинк М. Ф., Николаевский Н. М., Чарный И. А. Научные основы разработки нефтяных месторождений. — МоскваИжевск: Институт компьютерных исследований, 2004, 416 стр. В книге дан критический обзор существовавших методов разработки пласта, изложены теоретические и практические основы разработки нефтяных месторождений с точки зрения геологии, гидродинамики и экономики; дан пример комплексного применения разработанного авторами метода. Книга рассчитана на геологов, инженернотехнических работников нефтяных промыслов, научных работников и студентов нефтяных и геологических вузов. Репринтное издание (оригинальное издание: М.-Л.: Государственное научнотехническое издательство нефтяной и горнотопливной литературы, 1948 г.).

ISBN 5-93972-325-Х © Институт компьютерных исследований, 2004 http://rcd.ru http://ics.org.ru Подписано в печать 20.01.04. Формат 60 х 84 1 / 1 6 . Бумага офсетная №1. Печать офсетная. Усл. печ.л. 24,18. Уч. изд. л. 25,76. Гарнитура Тайме. Заказ №175. АНО «Институт компьютерных исследований» 426034, г. Ижевск, ул. Университетская, 1. Лицензия на издательскую деятельность ЛУ №084 от 03.04.00.

ПРЕДИСЛОВИЕ Социалистическое развитие народного хозяйства СССР и перспективы дальнейшего роста нефтяной промышленности поставили перед научными и промышленными кадрами нефтяников задачу создания научных основ разработки нефтяных месторождений. Огромный опыт, накопленный предприятиями и обобщенный министерствами нефтяной промышленности, обеспечил успешное разрешение этой задачи. Публикуемый труд является завершением определенного этана развития советской научной мысли в области разработки нефтяных месторождений. Он подводит итог большим теоретическим исследованиям, проведенным по заданию промышленности в Московском ордена Трудового Красного Знамени нефтяном институте имени акад. И. М. Губкина в 1940—1947 гг. Непосредственная связь теории и практики, возможная лишь в условиях социалистического хозяйства, позволила всесторонне решать научные и прикладные задачи разработки нефтяных месторождений, проверяя и уточняя теоретические и методические положения в промысловой практике. Своеобразие публикуемого труда заключается в комплексном применении трех научных дисциплин — промысловой геологии, подземной гидродинамики и отраслевой экономики — к разработке такой единой целостной проблемы, как проблема рациональной эксплоатации нефтяного месторождения- В результате создается стройная теория разработки, основные контуры которой четко намечены в труде. Эта теория, неразрывно связанная с закономерностями социалистического развития народного хозяйства, переводит решение прикладных задач разработки нефтяных месторождений на научные основы и, что не менее важно, дает критерий выбора рациональных систем разработки, основанный на принципе наибольшей народнохозяйственной эффективности. Авторы стремились создать комплексную методику установления систем разработки, позволяющую учитывать и вводить в расчет различные геолого-технические и экономические параметры месторождений. Большую роль в этом отношении сыграли успехи советских исследователей в области подземной гидродинамики, явившейся связующим звеном между промысловой геологией и отраслевой экономикой. Комплексные методы проектирования были проверены при установлении систем разработки ряда важнейших нефтяных месторождений СССР. Эти системы были приняты промышленностью и ныне осуществляются на нефтяных промыслах Союза.

4

Предисловие

Опыт внедрения систем разработки в промысловую практику показал их значительный эффект, тем больший, чем больше и мощнее нефтяное месторождение. Без сомнения, большой эффект этих систем во многом определился работой промышленности, работой промысловых геологов, инженеров, бурильщиков, эксплоатационников и строителей в ходе внедрения передовых методов разработки нефтяных месторождений. Высокий порядок цифр, характеризующих эффективность систем разработки, естественно, превращает данную проблему в проблему первостепенной важности для народного хозяйства. Анализ теории и практики разработки нефтяных месторождений в США позволил установить, что в области проектирования систем разработки советская научная мысль идет впереди зарубежной, скованной капиталистическими условиями развития и целиком поставленной на службу частным интересам различных монополистических компаний. Особое значение публикуемый труд имеет для вузов. Он призван выполнить почетную и ответственную задачу — вооружить молодые кадры нефтяников новейшей теорией разработки и методами применения ее в промышленной практике. Появление такого труда, естественно, повлечет за собой пересмотр представлений о принципах и методах разработки нефтяных месторождений, а в ряде случаев вызовет необходимость радикальной перестройки научно-педагогической работы. Известно, например, что некоторые специальные кафедры нефтяных втузов до сих пор не отошли от устаревших взглядов на разработку нефтяных месторождений, воспринимая без критики «образцы» практики разработки нефтяных месторождений в США, полностью отразившие противоречия капиталистической анархии производства. В части общей постановки научной проблемы и методов ее приложения к производственному процессу труд научных работников Московского нефтяного института имени акад. Губкина, несомненно, представляет большой интерес для исследователей и специалистов, работающих над аналогичными вопросами в других отраслях социалистической промышленности СССР. Директор МНИ, проф. д-р А. Топчиев Июль, 1947 г.

ВВЕДЕНИЕ Разработка научных основ рациональной эксшюатации природных богатств страны, в том числе и нефтяных месторождений, стала возможной только благодаря социалистическим условиям развития народного хозяйства СССР. Социалистическая собственность и государственное планирование процесса общественного производства в СССР явились той исходной базой, без которой было бы невозможно комплексное решение проблемы, включающее создание теории разработки, методов установления рациональных систем разработки нефтяных месторождений, исходя из принципа максимальной народнохозяйственной эффективности, и наконец, применение этих научно обоснованных систем в социалистической промышленности. Такая постановка проблемы недоступна капитализму с его антагонизмом между предприятиями, между монополиями, внутри монополий, порождаемым частной собственностью на средства производства и приводящим к анархии производства и кризисам. Неравномерное, циклическое развитие капитализма, стихийный характер которого приводит к хищническому использованию природных богатств, усугубляемому расчленением геологически единых месторождений на многочисленные частновладельческие участки, является непреодолимым препятствием для применения научно обоснованных систем разработки нефтеносных площадей. Отдельные научные результаты зарубежных исследователей используются монополиями и многочисленными фирмами, применяющими их постольку, поскольку они повышают прибыль в зависимости от условий рынка. Естественно, что проблемы выбора очередности и темпов разработки нефтяных месторождений, решаемой как плановая народнохозяйственная задача, в капиталистических условиях развития не существует. В СССР же созданы неограниченные возможности для внедрения научных принципов разработки нефтяных месторождений в промышленность. Народнохозяйственное значение рассматриваемой проблемы чрезвычайно велико. Применение всесторонне обоснованных систем разработки способствует ускорению темпов роста добычи нефти в СССР и повышению эффективности капитальных вложений в нефтяную промышленность. Высокая народнохозяйственная эффективность таких систем разработки позволяет рационально распределять капитальные вложения по нефтяным районам страны и наиболее полно

6

Введение

использовать рабочую силу и мощность бурового и нефтеэксплоатационного оборудования. Благодаря экономически рациональному размещению скважин по нефтеносным районам на эксшюатационных площадях высвобождается значительное количество бурового оборудования, которое может быть направлено на разведки для ускорения прироста новых фондов. Все это способствует перевыполнению государственных планов развития нефтяной промышленности СССР. Огромное значение проблемы для развития нефтяной промышленности заключается еще и в том, что экономически правильное решение задач разработки., предрешая размещение добычи нефти по районам и месторождениям страны, тем самым во многом предопределяет размещение нефтеперерабатывающих заводов, а также средств транспорта и хранения нефти. О том, каковы масштабы влияния р а ц и о н а л ь н о г о в ы б о р а с и с т е м ы р а з р а б о т к и по отдельным месторождениям на народное хозяйство в целом, можно судить хотя бы по следующему примеру. Разработка девонских горизонтов одного лишь Туймазинского месторождения в Башкирии, если бы ее вели старыми методами, потребовала бы огромных капитальных вложений. Масштабы такого строительства выдвигают разработку подобного месторождения в первый ряд крупнейших строек страны наряду с Урало-Кузнецким комбинатом, Днепрогэсом и т. п. Осуществляемые же в настоящее время рациональное размещение СКЕЭЖИН И порядок разбуривания и эксплоатации девонских пластов Туймазинского месторождения, основанные на новых взглядах на процесс разработки, позволили резко снизить капитальные вложения. Достигнутая при этом экономия позволяет направить освободившиеся средства на другие важнейшие стройки СССР. Не менее ощутительны масштабы влияния р а ц и о н а л ь н о г о р а з м е щ е н и я д о б ы ч и н е ф т и по стране (по районам и месторождениям), что, как показывает данное исследование, тесно связано с проблемами районирования разработки отдельных месторождений, причем эту связь предопределяет народнохозяйственный критерий эффективности разработки. При этом достигается огромная экономия на транспорте нефти в связи с изменением направления и общим сокращением перевозок нефтепродуктов. Все сказанное о выдающемся значении проблемы в обеспечении высоких темпов социалистического развития производительных сил СССР объясняет, насколько высоки требования, предъявляемые науке народным хозяйством вообще и, в частности, его нефтедобывающей отраслью. Ответственная задача, поставленная социалистической нефтяной промышленностью перед советскими учеными, — решить проблему разработки с научных позиций, может быть выполнена лишь при повседневной связи исследователей с работниками промышленности и непосредственном обогащении теории практикой работы нефтяных промыслов. Советская наука давно работает над проблемой разработки нефтяных месторождений, в частности над вопросами физики нефтяного пласта, видя в них ключ к решению общей задачи. Трудами акад. Л. С. Лейбензона и его учеников создана новая, ранее не существовавшая наука о движении природных жидкостей и газов в пористой среде — подземная гидравлика, являющаяся теоретической основой рациональной разработки нефтяных и газовых месторождений.

Введение

7

Акад, Л. С. Лейбензон, первый из ученых мира применивший общую теорию фильтрации к процессам эксплоатации нефтяных и газовых месторождений, тем самым опередил больше чем на десятилетие аналогичные работы за рубежом. Дальнейшее развитие проблемы дано проф. В. Н. Щелкачевым, в 1939—1941 гг. опубликовавшим свои исследования в области подземной нефтяной гидравлики [140]. Он предложил рассматривать нефтяной пласт как единую водонапорную систему, ограниченную контуром, — так называемым контуром питания, — форма и давления на котором определяются физическими и гидрогеологическими факторами. Методом гидродинамического анализа В. Н. Щелкачев подробно исследует взаимодействие (интерференцию) скважин в разнообразных условиях разработки и особенности эксплоатации скважин в нефтяных залежах различных форм. Им разработаны гидродинамические методы, позволяющие установить зависимость между дебитом скважин, их числом л расстановкой. Большое значение имели исследования проблемы движения границы раздела двух жидкостей в пористой среде, проведенные проф. В. Н. Щелкачевым для случаев прямолинейного и радиального потоков, а также для залежи овальной формы. Этими работами были выявлены характер стягивания водонефтяного контура при эксплоатации залежи и значение размещения скважин для регулирования продвижения этого контура. Эти работы в области подземной гидравлики оказали большое влияние на развитие теории разработки нефтяных месторождений. Дальнейший значительный вклад в область теории фильтрации был сделан советскими учеными акад. С. А. Христиановичем и членом-корр. АН СССР П. Я. Полубариновой-Кочиной. Акад. С. А. Христианович [130, 131] исследовал законы движения жидкостей, не следующих закону Дарси, а также дал аналитическое решение нелинейных уравнений для установившегося течения газированной жидкости. Членом-корр. АН СССР П. Я. Полубариновой-Кочиной [122, 123, 125] была решена задача о дебите скважины в центре залежи, имеющей форму эллипса. Ею же рассматривалось неустановившееся движение в теории фильтрации и пространственное перемещение контура нефтеносности. Работа П. Я. Полубариновой-Кочиной [126] посвящена также решению так называемых «обратных» задач, т. е. определению контуров нефтяного пласга и его гидродинамических параметров по данным отбора из скважины. В 1940 г. М. М. Глоговским, А. П. Крыловым и Б. Б. Лапуком был выдвинут комплексный принцип решения методических и прикладных задач разработки с привлечением для этой цели трех отраслей знания.- промысловой геологии, подземной гидродинамики и отраслевой экономики. Эта идея была энергично поддержана промышленностью (В. А. Каламкаров, В. М. Сенюков). В результате этого в октябре 1942 г. в Московском нефтяном институте им. акад. И. М. Губкина Министерством нефтяной промышленности было организовано Бюро разработки нефтяных месторождений. Бюро сосредоточило свое внимание: 1) на создании теории разработки, явившейся результатом приложения промысловой геологии, подземной гидродинамики и отраслевой экономики;

8

Введение

2) на установлении комплексных методов применения этой теории к проектированию систем разработки нефтяных месторождений; 3) на осуществлении по заданию промышленности при помощи комплексных методов проектов разработки важнейших нефтяных месторождений СССР; 4) на участии и научно-технической помощи в процессе внедрения рациональных систем разработки на нефтяных промыслах. При установлении теории разработки нефтяных месторождений Бюро рассматривало разработку отдельной залежи, месторождения или группы месторождений как комплексную проблему. При этом исследовались раздельно и во взаимодействии влияния на разработку основ* ных факторов геологического, технологического и экономического характера с целью установления в конечном счете рациональных систем разработки нефтяных месторождений. Теоретические исследования и методы приложения научных принципов к практике разработки, излагаемые в публикуемой работе, коренным образом отличаются от прежних представлений и старых методов решения проблемы. В настоящем исследовании рассматривается комплекс вопросов, связанных с разработкой пластов, при эксплоатации которых контур нефтеносности перемещается. Теорию разработки такого рода залежей, имеющую в общем завершенный вид, следует уточнять и совершенствовать. Так, например, в геолого-промысловом направлении должны подвергаться дальнейшей разработке вопросы разведки и изучения пластов, вопросы физики пласта, в гидродинамическом направлении — вопросы движения двухфазных жидкостей в пласте, упругого режима, пространственного движения разнородных флюидов, гидродинамического исследования пластов и скважин, нагнетания в пласт рабочего агента и др., в экономическом направлении — исследование влияния различных способов эксплоатации и методов поддержания давления на проблему выбора систем разработки, нормирование затрат в различных условиях разработки и т. д. В Бюро МНИ также ведутся специальные гидродинамические исследования, входящие в общую проблему разработки нефтяных месторождений. Так, В. Н. Щелкачевым разработана в Бюро (начатая им в ГрозНИИ) теория упругого режима с учетом упругости пласта и жидкости [143]. Кроме того в Бюро МНИ проводится работа по электромоделированию процессов разработки нефтяных пластов (П. М. Белаш). Работы авторов, охватывающие различные части общей проблемы разработки, публиковались в виде отдельных исследований [132, 133, 137, 138, 175] и докладов [42, 43]. Методика применения теории к установлению систем разработки на конкретных месторождениях изложена в проектных работах [194—199]. Системы разработки месторождений, подготовленные в Бюро МНИ, были приняты промышленностью и с 1944 г. внедряются на нефтяных промыслах Союза. Постановке и развитию работ, проведенных в Бюро МНИ имени акад. И. М. Губкина, большую поддержку оказывало Министерство нефтяной промышленности, в частности его техническое руководство, принимавшее активное участие в определении направления исследований, в лице В. А. Каламкарова и Н. С. Тимофеева. В осуществляемом промышленностью внедрении новой технологии добычи нефти (составной частью которой являются работы и проекты МНИ) принимают участие специалисты отрасли: В. А. Амиян,

Введение

9

Е. Б. Гальперсон, С. Т. Коротков, С. И. Кувыкин, М. И. Максимов, Г. К. Максимович, А. 3. Мушин, А. А. Трофимук, В. Н. Щелкачев и др. Настоящий труд выполнен группой научных сотрудников Московского нефтяного института имени акад. И. М. Губкина в составе. А. П. Крылова (руководство работой, принципы разработки, подземная гидродинамика, комплексный метод и его приложение), М. М. Глоговского (принципы разработки, подземная гидродинамика, комплексный метод и его приложение), М. Ф. Мирчинка (промысловая геология, приложение метода), Н. М. Николаевского (принципы разработки, отраслевая экономика, комплексный метод и его приложение) и И. А. Чарного (основы подземной гидродинамики). В качестве приложения к гидродинамическому разделу в книгу включена работа, написанная П. М. Белаш, знакомящая читателя с развитыми методами по электромоделированию разработки нефтяных пластов (гл. XV). Авторы книги выражают П. М. Белаш свою признательность за любезное согласие поместить его работу в настоящий труд. В подготовке первичных материалов к настоящему труду принимали участие мл. научный сотрудник Л. Ф. Клубков и ст. лаборанты П. П. Баранова и В. А. Лапинская, которым авторы выражают свою* благодарность.

Р

А

З

Д

Е

Л

П

Е

Р

В

Ы

Й

СУЩНОСТЬ ПРОБЛЕМЫ РАЦИОНАЛЬНОЙ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ И ОСНОВЫ ЕЕ КОМПЛЕКСНОГО РЕШЕНИЯ

ГЛАВА

I

ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ И ПРЕДСТАВЛЕНИЯ § 1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ПОНИМАНИЕ ПРОЦЕССА РАЗРАБОТКИ

Решение проблемы рациональной разработки нефтяных месторождений требует прежде всего научного понимания условий, в которых происходит разработка нефтеносного пласта, а также физических явлений и законов, определяющих процесс эксшюатации залежи. Современное представление о нефтяном месторождении всегда связывает собственно нефтяную залежь с общей гидрологической системой в единое целое, в которое эта залежь входит как составная часть. Такая пространственная гидрологическая система, простирающаяся по всему продуктивному пласту, вплоть до его выходов на поверхность, если таковые имеются, включает в себя, кроме нефтеносной и газоносной областей (при наличии свободного газа в виде газовой шапки), также и водоносную область. Для разработки залежи весьма важное значение имеет тот факт, что водоносная область по своим размерам и запасам жидкости обычно в сотни раз превышает нефтеносную, поскольку даже после полного извлечения из пласта промышленных запасов нефти общее количество содержащихся в нем жидкостей уменьшается только на небольшую долю. Региональное геологическое строение и литология нефтяного пласта определяют геометрические размеры и форму гидрологической системы. При эксплоатации нефтяной залежи одновременно идут процессы: 1) движения жидкостей и газа под действием пластовых сил в этой системе через пористую среду горных пород, слагающих нефтеносный пласт, и 2) дальнейшего подъема жидкостей по стволу скважин на поверхность. Оба процесса неразрывно взаимосвязаны и управляемы. Активное вмешательство в процесс движения жидкостей в пласте начинается с момента вскрытия его некоторым числом скважин, известным образом расставленных на залежи и в определенном порядке вводимых в эксплоатацию. Условия эксплоатации этих скважин, их режимы работы, доступные повседневному регулированию, также являются одним из средств сознательного воздействия на этот процесс. Наконец, в ряде случаев оказывается возможным изменить ход процесса и увеличить его эффективность путем искусственного регулирования запасов пластовой энергии посредством нагнетания в пласт воды и газа.

Основные понятия и представления

11

Наиболее легко поддается управлению режим работы скважин. Он подчинен стремлению достигнуть возможно большей добычи нефти из данной скважины. В зависимости от применяемого способа эксплоатации и геолого-промысловых условий, вынуждающих поддерживать при эксплоатации скважин некоторую определенную депрессию или забойное давление, из скважин может быть добыта только некоторая часть их потенциального дебита. Таким образом, установленный с учетом этих данных режим работы скважин становится заданным условием для движения жидкостей в пласте к забою эксшюатационных скважин. Иначе обстоит дело с числом скважин и их расстановкой на залежи. Изменение числа скважин в процессе разработки залежи связано при увеличении количества скважин с дополнительными капиталовложениями, а при их уменьшении (закрытии) — с потерей материальных ценностей; введение коррективов в расстановку уже пробуренных скважин на залежи физически совершенно невозможно. Именно по этой причине управление процессом эксплоатации пласта путем изменения количества скважин и порядка их размещения является наиболее трудной операцией, а потому правильное решение этого вопроса становится решающим фактором воздействия на процесс движения в пласте. Что же касается регулирования запасов пластовой энергии, осуществляемого посредством нагнетания воды или газа в пласт, то применение этого способа воздействия на пласт коренным образом может изменить картину и характер движения жидкостей. Все перечисленные выше положения дают нам основание сформулировать понятие о разработке залежи следующим образом: под разработкой залежи в технологическом значении этого понятия мы в дальнейшем будем подразумевать управление процессом движения жидкостей и газа в пласте к забоям эксшюатационных скважин при помощи размещения скважин, установления их количества и порядка ввода в эксплоатацию, режима их работы и баланса пластовой энергии. Совокупность этих условий, при которых происходит разработка залежи, и определяет собою с и с т е м у р а з р а б о т к и . § 2. РЕЖИМ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА

/. Таблица элементарных режимов пласта На механику процесса разработки чрезвычайно существенное влияние оказывает ряд природных условий и свойств пласта; среди них первостепенную роль играет режим пласта. Понятие о режиме пласта может получить прикладное значение лишь в том случае, если режимы классифицировать целеустремленно, так, чтобы из самого понятия «режим пласта» вытекали непосредственные указания на природу и механизм процесса разработки. Эти указания должны быть настолько полны и конкретны, чтобы ими могла целиком определяться гидродинамическая схема движения жидкостей и газа в пласте. Практическая ценность такой классификации состоит в том, что она становится основой для научного подхода к проблеме разработки, органически связанной со всеми остальными ее элементами. Это дает возможность приложить к решению проблемы физические законы, которым подчиняется движение жидкостей и газов в пористой среде, и позволяет использовать все результаты, полученные в этой области теорией фильтрации.

12

Глава I

Совершенно естественно, что при классификации необходимо руководствоваться только основными, определяющими факторами, пренебрегая второстепенными. Так, в некоторых случаях оказывается полезным рассматривать на данной стадии анализа не все действующие силы, а только главные из них. То же относится и к известной схематизации форм залежей и пластов. При этих предпосылках становится возможным выявить простейшие типовые случаи модели разработки, которые либо самостоятельно, либо в виде одновременного или последовательного сочетания наиболее полно отображают действительный механизм процесса разработки природного пласта. Этой постановке вполне удовлетворяет приведенная на фиг. 1 классификация элементарных режимов пластов. При ее составлении были приняты следующие допущения. 1) В пластовых залежах поверхность контакта нефти с водой или с газом предполагается настолько узкой, что ее можно считать нормальной к поверхности кровли и подошвы в течение всего времени разработки. Пользование в дальнейшем приведенными пластовыми давлениями (вместо абсолютных) дает возможность в модели изображать пласты залегающими горизонтально, а контакты — вертикально; исключение из этого правила допущено (для большей наглядности) только для гравитационного режима. 2) Сила тяжести самой нефти, как сравнительно малая, не рассматривается во всех тех случаях, когда кроме нее действуют еще другие пластовые силы. 3) В массивных и литологических залежах ! боковые поверхности, ограничивающие залежь, принимаются вертикальными. 4) Для разделения действия пластовых сил в некоторых случаях залежи искусственно ограничиваются, что геологически соответствует либо ее литологической замкнутости, либо экранирующему сбросу или поверхности несогласного залегания. 5) Нефть считается «мертвой», т. е. лишенной газа, во всех случаях за исключением режима растворенного газа. В классификации отражены следующие действующие пластовые СИЛЫ:

а) сила тяжести воды и нефти; 6) сила упругости флюидов и пласта. Кроме того принят также во внимание напор, создаваемый компрессорами, насосами при закачке газа или воды в пласт с целью поддержания пластового давления. 2. Две категории режимов пласта Все режимы пласта можно разделить на две основные категории. При режимах первой категории горизонтальная проекция контуров нефтеносности перемещается и в конечном итоге может быть стянута в одну линию или точку; их мы назовем р е ж и м а м и с п е р е м е щ а ю щи м и с я контурами. В отличие от них наблюдается обширная категория режимов, при которых проекция контуров остается неизменной в течение всего времени разработки; их мы будем называть р е ж и м а м и с н е п о д в и ж н ы м и к о н т у р а м и . Как мы увидим впоследствии (см. гл. III), установление этих двух категорий режимов легко позволит нам сформулировать один из основных принципов рационального размещения эксплоатационных скважин. 1

Об употребляемой здесь терминологии, см. у И. О. Брода [28].

касающейся форм нефтяных залежей,

Основные понятия и представления

13

Заметим еще для уточнения, что неподвижность контура нефтеносности не равносильна неизменности контактной поверхности, которая во время разработки может изменяться. Обе основные категории режимов можно дальше детализировать по признаку механизма воздействия на залежь, т. е. разграничить режимы: 1) водонапорные, 2) газонапорные, 3) гравитационные и 4) режим растворенного газа. 3. Водонапорные режимы Водонапорные режимы обеих категорий имеют место во всех случаях вытеснения нефтяной залежи под действием напора воды, продвигающего с течением времени контактную поверхность. Поэтому на этом контуре в любой момент времени должны соблюдаться гидродинамические условия неразрывности потока и давлений. Тяжесть нефти, имеющая в этом случае весьма малое влияние, не учитывается. Можно различать три вида водонапорных режимов: гравитационный, упругий и смешанный — гравитационно-упругий. А. Г р а в и т а ц и о н н о - в о д о н а п о р н ы й р е ж и м возникает под действием силы тяжести краевой воды или силы тяжести воды в инжекционных скважинах и напора, создаваемого агрегатами, служащими для поддержания пластового давления. При этом вода и пласт рассматриваются как несжимаемые. В чистом виде этот режим может проявиться только при нагнетании воды в пласт вблизи контура нефтеносности в количестве, равном отбору жидкости из пласта. При сравнительно небольшом соотношении запасов воды и нефти в пласте и при условии питания его поверхностными водами режим можно считать также гравитационно-водонапорным. Соответствующее указанному режиму гидродинамическое условие на внешней границе пласта определяется постоянством (в течение всего процесса разработки) приведенного начального пластового давления на к о н т у р е п и т а н и я . По этой причине дебиты скважин не снижаются во время эксплоатации, а наоборот, могут возрастать по мере приближения к ним контура нефтеносности. После прорыва контакта к скважинам последние прогрессивно обводняются. Б. У п р у г и й в о д о н а п о р н ы й р е ж и м создается под действием силы упругости воды в водонапорной области и упругости пласта. Проф. В. Н. Щелкачев [143], который ввел в изучение фактор упругости пласта, показал, что с учетом этого фактора хорошо удается согласовать не только качественно, но и количественно процессы движения жидкостей в пласте при упругом водонапорном режиме. Этот режим может существовать при значительных соотношениях запасов воды и нефти и при отсутствии питания пласта. При этом контур замкнутости и забой скважин должны быть на одном уровне. Вследствие упругих свойств жидкости и пласта при снижении давления в пласте объем пор уменьшается, а объем воды увеличивается. Изменение давления, вызванное снижением давления в залежи, распространяется по пласту практически медленно, удаляясь со временем от залежи к внешней границе, к к о н т у р у з а м к н у т о с т и п л а с т а . Поэтому можно представить себе некоторую линию в пласте, до которой в данный момент снижение давления только успело дойти и на котором, следовательно, давление с большой практической точностью пока еще осталось равным первоначальному. Будем называть эту линию у с л о в н ы м к о н т у р о м п и т а н и я . Если соотношение запасов настолько велико, что при достаточно высоком темпе отбора нефти разработка пласта закончится раньше

Водонапорные режимы

Газонапорные режимы

Режимы растворенного Гравитационные режимы газа

упругие упругие

жесткие

жесткие упруговодонапорные

гравитационноупруговодонапорные

гравитационноводонапорные

и о

И

г» 43

I S I2 S

о аз

•о s

s

I 5

Я

3

в

о

а §

О о

s

о и

в

03

I

в

I Ч

CD

а о в

X

I

о

S

В

а

ч

CD О

Внешние, сосредоточенные на контакте залежи

Внутренние, массовые

упругость окклюдированного газа

сила тяжести нефти

постепенно во всей залежи

н и

упругость газа

напор агрегата при закачке газа

CD

а а

упругость воды и пласта о о

сила тяжести воды и напор агрегатов при закачке

при прохождении контакта от начального до конечного значения

а

i о Ч

16

Глава I

того времени, когда снижение давления успеет дойти до контура замкнутости, то будет иметь место только первая фаза режима. В противном случае падение давления распространится на весь пласт, и после этого наступает вторая фаза, в течение которой на естественном контуре замкнутости давление также снижается. Дебиты скважин со временем падают, причем падение вначале наиболее интенсивно, а затем кривая падения становится более пологой. Закон падения дебитов во второй фазе отличен от первой фазы. В. Г р а в и т а ц и о н н о - у п р у г о в о д о н а п о р н ы й режим обязан своим существованием, кроме сил упругости воды и пласта, еще и силе тяжести краевой воды. Поэтому внешняя граница пласта должна находиться на более высокой отметке, чем забои скважин. При этом пласт может быть открытым и иметь внешнее питание поверхностными водами. Однако это условие необязательно, — пласт может также быть замкнутым или открытым, но не иметь внешнего питания. В последних двух случаях, учитывая ранее сделанное замечание о большом соотношении между запасами воды и нефти, даже после полного отбора промышленных запасов нефти из залежи уровень краевых вод снижается настолько незначительно, что приведенное пластовое давление на условном контуре питания можно считать постоянным в течение всего периода разработки. Как и при упруговодонапорном режиме, здесь могут существовать две фазы. Разработка залежи при известных условиях может заканчиваться еще в первой фазе режима, которая от первой фазы предыдущего режима практически ничем отличаться не будет. При меньших соотношениях запасов и более медленном темпе отбора нефти падение пластового давления дойдет до условного контура питания, но дальше снижаться не будет, и в таком случае через некоторое время упругие силы перестают себя проявлять. Таким образом, второй фазой гравитационно-упруговодонапорного режима является гравитационно-водонапорный. При всех водонапорных режимах насыщенность пор нефтью остается постоянной внутри залежи и меняется (скачком) только на контакте, где она по мере продвижения контакта от своего начального значения снижается до конечного. 4. Газонапорные режимы Газонапорные режимы объединяют все случаи, когда нефть вытесняется к скважинам под действием напора газа в газовой шапке. Поскольку по сравнению с вязкостью нефти можно пренебрегать вязкостью газа, давление в газовой шапке повсюду в любой момент времени можно считать одинаковым и, в частности, равным давлению на контуре нефтеносности. Пласт предполагается ограниченным с внешней стороны залежи. Будем различать две категории газонапорных режимов: жесткий и упругий. А. Ж е с т к и й газонапорный режим в чистом виде может существовать только тогда, когда газ нагнетается в газовую шапку в таком количестве, при котором давление в ней во время разработки залежи остается постоянным. При весьма большом отношении запасов газа к запасам нефти, когда давление в шапке снижается против начального незначительно, режим практически тоже можно считать жестким газонапорным. Дебиты скважин вследствие приближения к ним газонефтяного

Основные понятия и представления

17

контура со временем возрастают, и после прорыва к ним контура скважины прогрессивно загазовываются. Б. У п р у г и й г а з о н а п о р н ы й р е ж и м отличается от предыдущего тем, что здесь давление в газовой шапке уменьшается по мере отбора нефти из залежи, что будет происходить всегда, если в газовую шапку не закачивать газ с поверхности или если отношение запасов газа к запасам нефти сравнительно мало. В этом случав отбор некоторого объема нефти будет сопровождаться расширением газовой шапки на такой же объем и соответствующим падением давления в ней. В зависимости от соотношения запасов и формы залежи дебиты скважин могут со временем либо расти, либо падать, либо, в частном случае,, оставаться постоянными. При газонапорных режимах насыщенность пор нефтью остается, так же как и при водонапорных режимах, постоянной внутри залежи и изменяется на движущемся контакте скачкообразно от начального своего значения до конечного. 5, Гравитационные режимы Гравитационные режимы отличаются от всех рассмотренных выше режимов тем, что здесь пластовые силы воздействуют на залежь нефти не в качестве внешних сил, а распределены как массовые силы внутри самой залежи, — в данном случае действующей силой является сила тяжести нефти. Однако, несмотря на такую физическую общность, гравитационные режимы проявляют себя различно, в зависимости от крутизны пласта. А. Г р а в и т а ц и о н н ы й режим с перемещающимся к о н т у р о м имеет место в крутопадающих пластах, где под действием силы тяжести нефть передвигается к забоям скважин, стоящим ниже по отметке, за счет гидростатического напора столба нефти. При этом контур нефтеносности перемещается и величина напора со временем уменьшается как функция суммарного отбора и сечения пласта. Давление на контакте залежи всегда постоянно и равно атмосферному. В этом смысле рассматриваемый режим представляет собою разновидность жесткого газонапорного режима. Дебиты скважин здесь, как правило, меньше, чем при других режимах, и до подхода контакта по кровле к скважинам остаются неизменными. Б. Г р а в и т а ц и о н н ы й р е ж и м с н е п о д в и ж н ы м к о н т у р о м приурочен к пластам с весьма пологим залеганием. При эксплоатации скважин уровень нефти понижается одновременно во всей залежи, располагаясь по закону пьезометрических воронок депрессии. Дебиты скважин еще более низки и со временем медленно падают. При этой разновидности гравитационного режима нефтенасыщенность, в отличие от таковой при напорных режимах, меняется постепенно по всей залежи. 6. Режим растворенного газа Особое место среди рассматриваемых элементарных режимов занимает режим растворенного газа. Этой особенностью режим обязан тому обстоятельству, что нефть в залежи не лишена естественного газа, не является «мертвой», а содержит газ в растворенном состоянии. По своей механической сущности режим растворенного газа обнаруживает родство с упруговодонапорным режимом. Так же, как и там, снижение давления в каком-нибудь месте пласта передается не мгновенно по пласту, что происходило бы в случае несжимаемой нефти, а лишь постепенно, с большим отставанием во времени.

18

Глава I

В обоих случаях поддержание пластового давления происходят за счет первоначально равномерно распределенной по пласту энергии, с той лишь разницей, что в каждом из них источники энергии и зоны их накопления различны: при упруговодонапорном режиме действует в основном упругость краевой воды и пласта в водоносной области, при режиме же растворенного газа ее заменяет большая (по величине) упругость выделяющегося из раствора окклюдированного газа, но действующая только на площади залежи. Коренное различие между этими режимами состоит еще и в том,, что газовые пузырьки, являющиеся носителями упругой силы, вовремя эксплуатации перемещаются и движение газированной нефти происходит по особым, сложным законам. Элементарно режим растворенного газа может существовать только как разновидность режимов с неподвижным контуром в весьма пологом пласте. Если естественный контур замкнутости пласта находится в водоносной области и на таком близком расстоянии от контура нефтеносности, что упругость воды и пласта не может оказать заметного влияния на режим, то последний можно считать также элементарным режимом растворенного газа. В этом случае краевая вода неактивна, и тогда внешней границей, представляющей собою контур замкнутости, нужно считать контур нефтеносности. Режим растворенного газа в чистом виде и с самого начала разработки залежи может иметь место при наличии в пласте нефти, полностью насыщенной газом, и при отсутствии в пласте свободного газа, скопившегося в виде газовой шапки. Аналогично упруговодонапорному режиму при режиме растворенного газа также можно наблюдать две фазы проявления режима. В период первой фазы влияние снижения давления на забое скважины передается но всему пласту не сразу, а постепенно; область дренирования скважины также расширяется постепенно; радиус условного контура питания, на котором давление сохраняется первоначальным, увеличивается. Когда же понижение давления достигает естественной границы пласта или контура нефтеносности или же встретится с понижением давления, идущим от другой эксплоатационной скважины, тогда наступает вторая фаза, при которой область дренирования остается неизменной, а давления на контуре этой области начинают снижаться.. 7. Нефтеотдача при различных режимах пласта К о э ф и ц и е н т о м о т д а ч и называется разность между начальной и остаточной (конечной) нефтенасыщенностью, отнесенная к начальной. Понятие об остаточной нефтенасыщенности недостаточно определено. Остаточная нефтенасыщенность зависит от многих факторов, в основном — от структуры пористой среды, ее пористости и проницаемости, от физических свойств пористой среды и нефти, природы и свойств вытесняющего ее агента и темпа вытеснения, от механизма действия пластовых сил и, наконец, от экономически выгодного предела дебита скважин. Таким образом, остаточная нефтенасыщенность зависит, в частности, от режима пласта. Водонапорные режимы, обладающие одним и тем же механизмом воздействия на залежь, характеризуются наиболее высоким коэфициентом отдачи при прочих одинаковых условиях. Это объясняется большой эффективностью промывки пор водой, в особенности если у стенок поровых каналов размещается погребенная вода.

Основные понятия и представления

19

Вследствие меньшей эффективности вытеснения нефти газом коэфициент нефтеотдачи при газонапорных режимах несколько ниже, чем при водонапорных. Еще меньшими коэфициентами отдачи характеризуются гравитационные режимы, так как здесь не происходит никакого вытеснения нефти на контакте. Наиболее низкие коэфициенты отдачи присущи режиму растворенного газа. Наши познания о коэфициенте отдачи еще не достигли такого уровня, чтобы оказалось возможным указать количественную зависимость этой величины от влияющих на нее различных факторов. Эксперименты, поставленные в СССР и в США для выявления остаточной нефтенасыщенности при различном механизме дренирования и агентах вытеснения [54, 64, 87, 100], пока позволили лишь установить довольно широкие интервалы, в пределах которых эта величина может изменяться. Согласно этим данным коэфициенты отдачи в зависимости от режимов пласта могут принимать следующие значения: при » » »>

водонапорном режиме газонапорном * гравитационном » режиме растворенного газа

ОД—0,8; редко до 0,9 0,4—0,7; » » 0,8 до 0,5 0,15—0,3; редко до 0,4

Для того чтсбы сопоставить степень конечной отдачи нефти при различных режимах пласта, ее необходимо, повидимому, сравнивать при одинаковых условиях, например при наиболее благоприятных для каждого режима. Поступая так, можно, хотя и очень приближенно, оценить эффективность трех последних режимов по отношению к водонапорному, обладающему наибольшей отдачей при первичном методе разработки залежей. Эффективность газонапорного режима в смысле полноты конечной отдачи нефти пластом составляет грубо ориентировочно 9/ю, гравитационного — 2/з и режима растворенного газа — Уз от эффективности водонапорного режима. Порядок этих цифр, при всей их неточности, позволяет, учтя все сказанное ранее о режимах, сделать некоторые существенные выводы, изложенные в следующем пункте. 8. Принудительное изменение режима пласта Ряд характерных черт, присущих напорным режимам и вытекающих из механизма действия пластовых сил и из природы вытесняющих агентов, выдвигает напорные режимы вообще, а среди них водонапорные в особенности, на первое место в отношении их эффективности. Характерные особенности напорных режимов заключаются в следующем: 1) напорные режимы обеспечивают наиболее высокие уровни текущей добычи с залежи в среднем за весь срок ее разработки; 2) по этой причине сроки разработки залежи уменьшаются, малые же сроки разработки приводят к ускорению оборота основных фондов; 3) эти режимы позволяют получить высокую нефтеотдачу и тем самым гарантируют наиболее полное извлечение из недр естественных богатств, что в свою очередь повышает эффективность произведенных на разработку капиталовложений и затрат труда. Поэтому ясно, что при известных условиях может оказаться выгодным изменить естественный режим пласта, если он не напорный, и

20

Глава I

принудительно создать в нем либо водонапорный, либо газонапорный режим. Это достигается нагнетанием в пласт воды или газа. В настоящем труде, в основном посвященном режимам с перемещающимися контурами, мы будем рассматривать только метод законтурного нагнетания воды и газа, обычно называемый м е т о д о м подд е р ж а н и я п л а с т о в о г о д а в л е н и я , не касаясь методов нагнетания этих агентов по площади залежи. Кстати подчеркнем, что термин «поддержание» пластового давления не следует толковать только в том смысле, что давление обязательно сохраняется все время на одинаковом уровне, — поддержание давления будет достигнуто и тогда, когда в результате нагнетания темп падения его будет замедлен. Целесообразность применения метода поддержания пластового давления отнюдь не ограничивается только теми случаями, когда естественный режим пласта не является напорным, — поддержание пластового давления выгодно сказывается на разработке залежи и при у п р у г и х р е ж и м а х . Хотя в этом случае коэфициент отдачи не повышается, но остаются в силе остальные преимущества в отношении повышения текущего уровня добычи и сокращения срока разработки залежи. Если при этом агент нагнетать в таких количествах, чтобы пластовое давление сохранилось на начальном уровне, то упругие режимы переходят в жесткие — гравитационно-водонапорный или жесткий газонапорный. При меньшей интенсивности нагнетания режимы остаются упругими, но темпы падения пластового давления и дебитов замедляются в той или иной степени. Эффективность нагнетания повышается, если его производить с самого начала разработки пласта. § 3. ПРОЦЕСС ЭКСПЛОАТАЦИИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ

Разбурив нефтеносную площадь некоторым числом скважин, расставленных на ней в каком-то порядке, и снизив противодавление в скважинах, мы возбуждаем в залежи течение жидкостей. В результате совместного действия скважин, их интерференции, в залежи в данный момент устанавливаются определенная картина движения жидкостей и определенное распределение динамического пластового давления. Динамическое пластовое давление в точке залежи, где расположена данная скважина, измеряется посредством давления на забое, которое устанавливается в ней после длительной остановки. Упрощая, его обычно называют просто пластовым давлением, а соответствующий ему уровень — статическим, имея при этом в виду прекращение работы данной скважины. Забойное давление в работающей скважине, соответствующее динамическому уровню, должно поддерживаться из расчета либо сохранения однофазное™ нефти в пласте, либо обеспечения определенного способа эксплоатации, либо, наконец, критической скорости фильтрации у забоя. Допустимым забойным давлением является наибольшая из величин, вытекающих из перечисленных условий. Разность между динамическим пластовым и забойным давлениями, которую принято называть д е п р е с с и е й , определяет дебит данной скважины. В зависимости от естественных условий залегания нефти, с одной стороны, и искусственного воздействия на пласт при помощи эксплоатации скважин, с другой, мы будем наблюдать тот или иной процесс в самой залежи. Во многих случаях режимы природных нефтяных пластов доста-

Основные понятия и представления

21

точно описываются одной из тех моделей, которые даны в таблице элементарных режимов (см. фиг. 1). Чаще, однако, режим пласта представляет собою более сложное сочетание одновременно или последовательно действующих элементарных режимов. Дело в том, что в отличие от рассмотренных раньше условий в пласте с самого начала разработки могут действовать силы (растворенный в нефти газ, наличие одновременно напора вод и газовой шапки), каждая из которых самостоятельно определяет механизм воздействия на залежь; совместное их появление приводит к более сложному поведению пласта при его эксплоатации. Рассмотрим наиболее часто встречающиеся природные случаи. Начнем с водонапорных режимов. Известно, что в естественных условиях нефть всегда содержит в себе газ в растворенном состоянии. При водонапорном режиме нефть при начальном пластовом давлении может быть в различной степени недонасыщена газом либо насыщена полностью. Если в условиях недонасыщенной нефти держать забойные давления в скважинах выше давления насыщения, то газ не выйдет из раствора и нефть будет двигаться в пористой среде как гомогенная жидкость. Возникающие при течении сопротивления меньше, чем в случае газированной нефти, поэтому дебиты скважин, получаемые при одинаковых перепадах давления, для негазированной нефти больше. С этой точки зрения может оказаться выгодным сохранить забойные давления в течение всего времени эксплоатации залежи на уровне давления насыщения, тем самым сохраняя однофазность нефти. Целесообразность такого режима работы возрастает при большей разности между пластовым давлением и давлением насыщения и, наоборот, теряется при малом различии между ними. В том случае, когда по другим условиям эксплоатации скважин забойные давления следует поддерживать выше давления насыщения, газ из раствора будет выходить только в стволе скважин на определенном уровне выше забоя, на котором давление достигает давления насыщения. То обстоятельство, что запасы газа находятся в нефти в растворенном состоянии и что с каждой единицей объема нефти к забою скважин поступает одинаковое количество газа, влечет за собою постоянство газового фактора во времени и по скважинам. Энергия сжатия газа используется в стволе скважины для полезной работы в фонтанном или газлифтном подъемнике, а на поверхности — для его транспортировки. При однофазном движении флюидов в пласте, не учитывая явления упругости, можно считать, что распределение давления в пласте при его эксплоатации происходит мгновенно. Проходя через линию стоков, которую представляет собою ряд скважин, напор краевой воды все более ослабевает, принимая все меньшее участие в продвижении нефти к более удаленным скважинам. Динамическое давление в залежи понижается по мере удаления от контура нефтеносности. Наиболее четко это можно проследить с помощью теоретической схемы, основным элементом которой является так называемая г а л л е р е я . Галлерея представляет собою сплошную подземную выработку нефтяной залежи, проведенную по простиранию пласта. Галлерею, вскрывающую всю мощность пласта, в дальнейшем будем называть гидродинамически совершенной в отличие от несовершенной, вскрывающей пласт только частично.

22

Глава I

Галлерею можно рассматривать как предельное расположение ряда скважин, расстояния между которыми стремятся к нулю. Основное свойство галлереи состоит в том, что она ограничивает влияние той или иной пластовой силы областью, лежащей по ту сторону галлереи, откуда эта сила действует. Иначе говоря, галлерея э к р а н и р у е т всю лежащую позади нее область залежи от действия данной пластовой силы. Так, в случае водонапорного режима при забойном давлении в галлерее, равном давлению насыщения (или большем этого давления), течение нефти под напором воды может происходить только с внешней стороны галлереи, внутренняя же область, экранированная галлереей, оказывается лишенной возможности проявлять хранящуюся в ней энергию растворенного газа. Давление в ней повсюду упадет до забойного в галлерее. Экранный эффект, который так наглядно демонстрируется с помощью галлереи, в той или иной степени свойственен также и ряду скважин. Такой ряд, в котором расстояния между скважинами не равны нулю, а конечны, экранирует залежь тем меньше, чем больше эти расстояния. Экранное действие одного ряда усиливается последующими рядами, но даже при очень большом числе их и малом расстоянии между скважинами суммарный экранный эффект остается меньшим, чем для галлереи. Если выполнение условия однофазности нефти не сопряжено с превышением критической скорости на забое, то забойные давления во всех скважинах залежи должны быть одинаковы и равны давлению насыщения. Вследствие уменьшения динамического пластового давления в направлении от контура нефтеносности к куполу залежи депрессия в скважинах внутренних рядов принимает все меньшее значение; вместе с нею падают и дебиты скважин. Если в том же пласте в скважинах внешних рядов поддержание на забое давления насыщения имело бы своим следствием превышение критической скорости на забое, то в них забойное давление должно быть соответственно увеличено. Дебиты в этих скважинах по сравнению с предыдущим случаем уменьшаются, экранное действие внешних рядов ослабевает и динамическое пластовое давление во внутренних рядах повышается. Поэтому теперь дебиты скважин, принадлежащих к внутренним рядам, будут больше. Отбор жидкости из залежи при водонапорном режиме сопровождается продвижением контакта нефтеносности. Объем, образованный контактной поверхностью за некоторый промежуток времени ее продвижения, равен суммарному объему нефти, извлеченной из всех скважин. Последнее положение, разумеется, верно лишь в предположении однофазности нефти и несжимаемости жидкости. По наикратчайшим линиям тока скорость перемещения контакта больше, чем по остальным. Первоначальная конфигурация его со временем изменяется, и образуются языки обводнения залежи. Достигнув скважин, вода проникает в них, появляясь вместе с нефтью в извлекаемой жидкости. Отбор из пласта некоторого объема воды для динамики пластовых давлений равноценен отбору такого же объема нефти. Поэтому добычу воды вместе с нефтью нельзя просто уподобить добыче пустой породы совместно с полезным ископаемым, так как извлечение воды из пласта приводит к некоторой потере вместе с нею и пластовой энергии. Кроме того появление воды в скважинах вызывает в некоторых

Основные понятия и представления

23

случаях преждевременное прекращение фонтанного периода и необходимость перехода на механизированную добычу и увеличения мощности эксплоатационного оборудования, приводит к образованию водонефтяных эмульсий и усложняет технику транспортировки и хранения продукции. Тем не менее появление воды в скважинах при водонапорных режимах неизбежно. Техника нефтедобычи может лишь стремиться к продлению периода безводной эксплоатации и к уменьшению относительного содержания воды в продукции скважин. Эта задача частично решается надлежащим устройством забоев, техническими мероприятиями в призабойной зоне и установлением рационального режима эксплоатации скважин. Кроме этих общепризнанных способов регулирования притока воды, существует другой, первостепенное значение которого далеко еще не осознано некоторыми специалистами нефтепромыслового дела. Речь идет о роли системы разработки в этом вопросе. Совершенно очевидно, что скважины начинают обводняться тем позже, чем дальше они отстоят от начального контура нефтеносности (для режимов с неподвижным контуром — чем дальше вскрытая часть забоя отстоит от контакта). Следовательно, расстановка скважин на залежи, являющаяся одним из элементов системы разработки, может регулировать время прорыва к скважинам и количество получаемой воды при режимах с перемещающимся контуром. Такую же роль играет степень вскрытия скважин при режимах с неподвижным контуром. Мало того, для режимов первой категории имеет значение гакже и продолжительность эксплоатации обводняющихся скважин. В дальнейшем мы убедимся в том, что для рационального использования пластовой энергии оказывается целесообразным останавливать скважины на определенной промежуточной стадии их обводнения, не стремясь довести его до стопроцентного. Это не означает, что нефть, не добытая из данной скважины, безвозвратно «потеряна», так как она нисколько не «привязана» к данной скважине и, передвигаясь по пласту, может быть добыта из других скважин. Из того обстоятельства, что на это передвижение должна быть затрачена некоторая дополнительная работа, следует, что скважины надо останавливать не сразу после появления в них воды, а только, как это показали специальные исследования [116], после достижения определенного соотношения между дебитами воды и нефти. Если в этот момент остановить первый ряд скважин, расставленных так, чтобы прорыв воды в них начался одновременно, то суммарная добыча нефти из всех скважин не уменьшится. Потеря в дебите нефти от остановки обводненных скважин компенсируется ростом дебитов скважин, оставшихся в эксплоатации. Если остановку ряда произвести преждевременно, то близость к нему водонефтяного контакта, являющаяся причиной высокого дебита, будет использована недостаточно. Если же, наоборот, затянуть выключение ряда, ю вызываемый им экранный эффект, снижающий добычу остальных рядов, не будет возмещен его собственной продукцией нефти. В обоих случаях текущая добыча нефти со всех скважин за это время понижается, и в результате излишне затягивается общий срок разработки залежи [116]. Через некоторое время после остановки первого ряда скважин доля воды в продукции скважин второго ряда также дойдет до оптимальной, и этот ряд тоже должен выключаться из эксплоатации. Так в дальнейшем все ряды подлежат последовательной остановке вплоть до последнего или до единственной скважины, заменяющей его. Время

24

Глава I

эксплоатации этого последнего ряда или скважины определяется не только изложенными соображениями, но и продолжительностью работы до экономически целесообразного минимума добычи нефти. Интересно отметить, что при пологом залегании прикупольной зоны залежи водонапорный режим с перемещающимся контуром может переходить к концу разработки в тот же режим с неподвижным контуром. К этому времени вся нефтяная залежь уже подстилается подошвенной водой, и потому приток нефти к забоям скважин сопровождается не столько продвижением контура, сколько поднятием всей водонефтяной контактной поверхности. В зависимости от типа водонапорного режима поддержание забойного давления на установленном уровне имеет своим следствием различные результаты. Гравитационно-водонапорный режим при такой предпосылке обеспечивает сохранение дебита скважины и даже некоторое увеличение его в последующем благодаря приближению контура нефтеносности. Дебит нефти начнет уменьшаться только после прорыва в скважины воды. Упругие водонапорные режимы (гравитационно-упруговодонапорный в первой фазе и упруговодонапорный) приводят к снижению дебита. Если допустимое забойное давление было получено из расчета на критическую скорость у забоя, то для поддержания дебита забойное давление может быть снижено еще в течение некоторого времени. Уровень газовыделения в стволе скважины будет падать и, наконец, достигнет забоя. Удержать дебит дальше на прежнем уровне с этого момента уже не удастся без того, чтобы газ не выделялся из раствора в самом пласте. Ясно, что по мере уменьшения забойного давления необходимо менять способы эксплоатации скважин, переходя от фонтанного к механизированным, от компрессорного к глубоконасосному. Так, наконец, будет достигнуто такое положение, когда забойное давление дальше снижать станет уже невозможно и дебиты начнут резко падать. Кроме того необходимо также иметь в виду, что вследствие меньшей производительности глубоконасосиого способа по сравнению с фонтанным и компрессорным снижение дебита может наступить и раньше. По этой причине принудительный перевод упругих водонапорных режимов на гравитационно-водонапорный, помимо отмеченных раньше преимуществ, имеет еще то неоспоримое достоинство, что удлиняет период фонтанирования скважин по крайней мере на все время их безводной эксплоатации. Это обстоятельство, несомненно, значительно компенсирует расходы на проведение метода поддержания пластового давления и повышает его экономическую эффективность. В том случае, когда нефть при начальном пластовом давлении близка к полной насыщенности, забойные давления не могут быть поддержаны в процессе разработки на уровне давления насыщения. Поэтому с самого начала эксплоатации нефть будет газированной. Различие между водонапорным режимом и случаем его совместного существования с режимом растворенного газа состоит в том, что распределение давления в залежи не может установиться такое же, как при элементарном водонапорном режиме, по той причине, что упругость газа не позволит давлению сразу снизиться. В первый период эксплоатации такой залежи будем иметь повсеместно первую фазу режима растворенного газа. Затем, когда падение давления распространится до контура нефтеносности, начнет действовать

Основные понятия и представления

25

напор воды. В результате внешний ряд скважин перейдет на раооту по напорному режиму; внутренние скважины, после того как их условные контуры питания пересекутся, перейдут на работу по второй фазе режима растворенного газа. В первый период эксплоатации такой залежи уровень текущей добычи в целом будет выше, чем при элементарном водонапорном режиме. Эксплоатация залежи сопровождается наступлением краевой воды, и скважины, работавшие вначале при режиме растворенного газа, постепенно переходят на водонапорный режим. В конечном итоге все скважины вовлекаются в зону действия водонапорного режима, со временем обводняются и должны выключаться в соответствии с соображениями, приведенными раньше. Только та нефть, которая поступает в скважины за счет напора краевой воды, вызывает соответствующее продвижение водонефтяного контакта. Отбор же нефти под влиянием газа уменьшает лишь насыщенность породы, которая при достаточно длительном действии режима растворенного газа может упасть до величины, соответствующей этому режиму. Так как коэфициент нефтеотдачи для него меньше, чем для водонапорного режима, то большая часть оставшейся нефти добывается уже в последующий (водонапорный) период. Окончательная отдача нефти определяется коэфициентом, характерным для последнего в том случае, когда вода вытесняет смесь. Режим пласта становится еще более сложным, если к напору краевой воды прибавляется напор газа в газовой шапке. В этом случае нефть полностью насыщена газом, и первый период эксплоатации такого рода залежи будет сопровождаться проявлением режима растворенного газа. Но вскоре ближайшие к контуру водоносности ряды скважин будут работать под действием напора воды, а близкие к контуру газоносности — от напора газа. Вследствие общности механизма воздействия, объединяющей водои газонапорные режимы, процесс эксплоатации будет протекать так же, как и в предыдущем случае, отличаясь от него только двухсторонностью течения. На залежь одновременно наступают оба контакта — водонефтяной и газонефтяной, и скважины, близкие к первому, последовательно обводняются, а близкие ко второму — загазовываются. Замечания, сделанные раньше по поводу оптимального процента воды при обводнении скважин, сохраняют справедливость и при их загазовании. Разница состоит лишь в том, что закрытие скважин вследствие меньшей вязкости газа должно производиться при относительно меньшем обнажении ствола скважин контактом, чем при прорыве воды. Оба контакта сходятся в конечной стадии разработки к некоторой линии внутри залежи. Конечный коэфициент отдачи определяется раздельно для каждой из зон распространения режимов, причем в водонапорной зоне он выше. До сих пор мы подробно останавливались на процессе эксплоатации залежей в условиях сосуществования других режимов с водонапорным-, так как такое сочетание режимов является, пожалуй, наиболее распространенным в природе или же может быть принудительно создано посредством законтурного заводнения. Однако встречаются и нефтяные залежи, разработка которых происходит при сочетании газонапорного режима с режимом растворенного газа. Процесс эксплоатации такой залежи отличается тем, что при жестком газонапорном режиме всегда, а при упругогазонапорном только в случае достаточных запасов свободного газа нефть

26

Глава I

под напором газовой шапки в конечном итоге вытесняется к внешнему контуру. Если запасов свободного газа нехватает для обеспечения существования газонапорного режима до конца разработки, то этот режим будет продолжаться только до тех пор, пока давление в газовой шапке не снизится до атмосферного. После исчерпания условий для существования режима растворенного газа наступает последний период разработки, который протекает уже в условиях гравитациОЕшого режима. Легко понять, что отбор газа из шапки через специально пробуренные газовые скважины может вредно отражаться на темпах эксплоатации нефтяной залежи и на коэфициенте отдачи. Последний ухудшается не только за счет того, что залежь не может быть разработана полностью при газонапорном режиме, который обладает более высоким коэфициентом отдачи, но и вследствие потерь нефти в газонасыщенную зону шапки. Поэтому целесообразнее сохранять газовую шапку до окончания разработки нефтяной залежи и лишь затем приступать к ее эксплоатации. Процесс эксплоатации залежи с режимом растворенного газа, действующим с начала разработки, весьма своеобразен. Характерным для него является отсутствие передвижения контуров залежи. Добыча нефти и газа приводит лишь к истощению запасов залежи, выражающемуся в снижении нефтенасыщенности в пределах неизменного первоначального ее объема. Равномерное распределение на нефтеносной площади и одновременный ввод в эксшюатацию скважин обусловливают при прочих равных условиях одинаковое поведение в них динамического пластового давления, дебитов нефти и газового фактора. Продолжительность эксплоатации всех скважин при сделанных предположениях одинакова и совпадает со сроком разработки всей залежи в целом. Суммарный отбор с каждой скважины равен частному от деления промышленных запасов нефти на число всех скважин. Характерной чертой режима растворенного газа является изменение газового фактора во времени. При монотонно падающем дебите скважин газовый фактор вначале растет, достигая через некоторое время максимального значения, а затем, по мере истощения залежи, начинается его неуклонное падение. Если дебит скважин к концу разработки упадет до экономически целесообразного минимума раньше, чем окончится режим растворенного газа, то последний не успеет перейти в гравитационный. Однако при более высоком дебите к этому сроку такая смена режимов неизбежна. Поведение залежи при гравитационном режиме с неподвижным контуром схоже с только что описанным случаем. В отличие от режима растворенного газа теперь уже не имеется притока газа в скважины. Динамический уровень в скважине находится ниже кровли пласта. В пласте нефть имеет свободную поверхность, и давление над нею равно атмосферному. Со временем эта поверхность понижается, и объем целика, оставшегося под нею к моменту достижения экономически целесообразного минимума дебита, определяет коэфициент отдачи. Совсем иначе залежь проявляет себя при гравитационном режиме с перемещающимся контуром. Здесь, так же как и в случае напорного режима, ряды скважин выбывают из строя неодновременно: сначала — верхний, стоящий выше по структуре, за ним поочередно все остальные. Дебиты скважин остаются постоянными до тех пор, пока свободная поверхность нефти не достигает ствола скважин. Это объясняется тем,

Основные понятия и представления

27

что одновременно с понижением напора в результате снижения свободной поверхности соответственно уменьшается также и путь, проходимый нефтью. Затем дебит снижается, и при достижении экономически целесообразного минимума работа скважин останавливается. Остаточные запасы, исключая пленочную нефть, обволакивающую частицы породы, сосредоточиваются у нижнего ряда скважин. Отсюда ясно, что в целях сокращения этих остаточных количеств нефти целесообразно, чтобы нижний ряд скважин располагался как можно ближе к нижней границе залежи. Очевидно также, что уровень текущей добычи будет тем больше, а количество остаточной нефти тем меньше, чем круче угол падения пласта. В разбираемом случае коэфициент отдачи выше, чем в предыдущем. В заключение рассмотрения различных процессов эксплоатации нефтяных залежей заметим, что связь между режимом пласта и процессом разработки залежи — связь взаимодействия. Можно сказать, что режим пласта влияет на процесс разработки, но вместе с тем установление и последовательная смена режимов в свою очередь во многом зависят от системы разработки. § 4. ВОПРОСЫ ЭКОНОМИКИ ПРИ РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Решение проблемы рациональной разработки нефтяных месторождений требует научного понимания общеэкономических условий, в которых происходит разработка нефтяных месторождений, и экономических условий промыслового характера, непосредственно связанных с технологией разработки. Нефтяные промыслы, осуществляющие разработку месторождений в наших условиях, всегда должны рассматриваться как составные части социалистических производительных сил СССР, направляемых единым государственным планом развития. Разработка нефтяного месторождения организована на промышленных началах, в масштабах крупного производства, на основе социалистических производственных отношений. Общие экономические условия нашего развития полностью обеспечивают рациональное развитие отдельных предприятий, в том числе и нефтяных промыслов, в полном соответствии и в интересах всего народного хозяйства СССР, что является безусловным преимуществом нашего социалистического способа общественного производства перед всеми предшествующими способами. В этом и заключаются главные экономические особенности разработки нефтяных месторождений в СССР. На экономику разработки месторождения, как на часть добывающей отрасли, большое влияние оказывают также природные факторы (условия бурения, запасы нефти, физико-гидродинамические свойства коллектора). Экономика разработки нефтяного месторождения в значительной степени предопределяется принятой с и с т е м о й разработки, т. е. в первую очередь числом скважин и их размещением на структуре, использованием в случае целесообразности законтурной закачки воды или закачки рабочего агента в пласт между экешюатационными скважинами и т. д. Все эти факторы системы разработки играют выдающуюся роль в определении экономической эффективности разработки. Практика разработки показала, что в большинстве случаев основным фактором, о п р е д е л я ю щ и м уровень экономических показа-

28

Глава I

тел ей, остается р а з м е щ е н и е скважин. Производительность труда, как и другие показатели (добыча нефти, ее себестоимость и т. д.), в ряде случаев искусственно понижалась в связи с применением нерациональных систем разработки (неправильно рассчитанное количество скважин и их расположение, неправильная очередность ввода), и в этом случае ни высокие скорости бурения, ни технически совершенная эксплоатация скважин не могли уже существенно изменить положения вещей. При самом поверхностном рассмотрении различных систем разработки месторождения ясно видны экономические последствия размещения скважин, С изменением числа скважин и порядка расположения их на структуре меняются срок разработки и уровень текущей добычи нефти (см. фиг. 2) —важнейший экономический показатель разработки, к которому в конечном счете сводится народнохозяйственное значение разработки данного месторождения, участвующего в выполнении государственных планос развития народного хозяйства СССР. Чем большими берутся расстояния между скважинами, тем меньше понадобится скважин, чтобы разбурить площадь месторождения, и g тем меньше промысловых сооружений необходимо создать на тсрритоФиг. 2. Изменение дебита пласта и сро- рии залежи. Отсюда ясно, что кака его разработки в зависимости от ж д о й системе разработки соответколичества работающих скважин. ствуют определенные затраты труда, Q c p -средняя текущая добыча с залежи за

все время разработки; Т — срок разработки; F п _ число скважин.

к а к

ж и в о г о

(v н а строительство СКВаг

^ ЖИН И ПрОЧИХ ПрОМЫСЛОВЫХ о б ъ в К -

тов и на их обслуживание во время эксплоаташш месторождений), так и овеществленного (буровое и эксплоатационное оборудование, металлические обсадные, эксплоатационные и нефтепроводные трубы, лес, цемент и т. п.). Эти затраты труда — живого (в данном производстве — на промысле) и овеществленного (в предшествовавшем производстве, обслуживающем нефтедобычу оборудованием и материалами), резко различающиеся по своей величине в зависимости от количества скважин на промысле и расстояний между ними, своими размерами в целом характеризуют т р у д о е м к о с т ь данной разработки. Совершенно очевидно, что в условиях действия в социалистической экономике преобразованного закона стоимости, используемого государственным планированием «для осуществления необходимых пропорций в производстве и распределении общественного труда и продукта» [162], для учета, соизмерения затрат труда при разработке нефтяных месторождений, наконец, для выбора систем разработки необходимо пользоваться денежным выражением этих затрат (через издержки производства). Затраты труда рабочих, участвующих непосредственно в процессе разработки месторождения, имеют свои особенности и зависят не только от количества скважин и расстояний между ними и прочих объектов производства, но также и от срока их службы, т. е. от длительности разработки месторождений. Прежде всего это относится к труду рабочих, занятых в добыче

Основные понятия и представления

29

нефти, затраты которого при неизменной технике и организации производства тем больше, чем медленнее и дольше продолжается разработка, что обычно связывается с уменьшением числа скважин в сетке разработки. Затраты же труда буровых рабочих, наоборот, в случае сокращения числа скважин в сетке уменьшаются, а при уплотнении сетки — увеличиваются. Эти затраты овеществляются в большем или меньшем количестве нефти получаемой из каждой скважины, в зависимости от изменения расстояний между скважинами. Известно, что чем больше расстояния между скважинами или, что то же самое, чем больше свободная площадь, приходящаяся на одну скважину, тем больше нефти последняя даст за свою эксплоатационную жизнь. Что касается затрат овеществленного прошлого труда, т. е. используемых на промыслах механизмов, машин и материалов, то точно так же, в зависимости от того, используются они в капитальном строительстве или при эксшюатации месторождения, они по-разному отражают влияние порядка размещения скважин. Все эти обстоятельства вызывают необходимость исследования и установления экономических закономерностей при различных системах разработки. Различные варианты разработки будут обнаруживать при их экономическом анализе отличные друг от друга технико-экономические показатели.

ГЛАВА II

АНАЛИЗ ТЕОРЕТИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ И ПРАКТИКИ РАЗРАБОТКИ § I. ПЕРВЫЙ ЭТАП (1918—1928 гг.)

Вопросы рациональной разработки как нефтяных месторождений в целом (в случае многопластовости их), так и отдельных горизонтов уже свыше тридцати лет привлекают к себе самое пристальное внимание и активно обсуждаются на страницах специальной печати. Повышенный интерес к этим вопросам объясняется особым значением нефти как с экономической точки зрения, так и с политической. Условия разведки и разработки нефтяных месторождений, т. е. месторождений жидкого полезного ископаемого, резко отличны от условий разведки и эксплоатации месторождений твердых полезных ископаемых — угля, различных руд и т. п. Поэтому вопросы о том, каким способом и при каких условиях возможно обеспечение наибольшего коэфициента извлечения нефти из нефтесодержащих пластов, притом в кратчайший срок и при наименьших затратах, подвергаются постоянному обсуждению. Историю развития теории разработки нефтяных месторождений можно подразделить на ряд последовательных этапов, отразивших как особенности и требования господствовавшего в тот или иной период времени способа производства, так и достигнутый на определенном отрезке времени уровень знания природы залежей и явлений, происходящих в пластах в процессе их эксплоатации. Первый этап берет начало с появления в 1894 г. работы русского геолога А. Коншина [38], который для исчисления остаточной добычи нефти Балахано-Сабунчино-Раманинского месторождения вывел кривую постоянного процентного падения, предусматривавшую для скважин, находящихся в зксплоатации, естественное ежегодное понижение добычи на 10%. В США подобные же кривые постоянного процентного падения были предложены Р. Арнольдом и Р. Андерсоном лишь в 1908 г. применительно к калифорнийским нефтяным месторождениям. Дальнейшим развитием метода кривых падения добычи занялся в 1912—1918 гг. Реква, предложивший в качестве способа оценки запасов нефтяных месторождений пользование средними кривыми процентного падения в качестве первоначальных видов кривых производительности.

Анализ теоретических исследований и практики разработки

31

Затем, в период 1918—1924 гг., появляются работы С. Чарноцкого и других исследователей в СССР [66], К. Била, Дж. Льюиса, В. Котлера в США [70, 71, 73, 80, 84]. В этих работах обсуждается влияние расстояния между скважинами (степень уплотнения сетки) на производительность разрабатываемых горизонтов и самих скважин. С, И. Чарноцкий [66] развил метод кривых производительности скважин путем определения целесообразных пределов уплотнения скважин. Он предложил рассчитывать начальные дебиты скважин в зависимости от с р е д н е й с т е п е н и у п л о т н е н и я сетки скважин. Сущность предложения — принцип построения кривых уплотнения — заключается в том, что под первой средней степенью уплотнения подразумевается такое уплотнение, когда на каждую вошедшую в эксплоатацию на данный горизонт скважину приходится 10 га, под второй средней степенью уплотнения — когда на каждые две скважины приходится 10 га, и т. п. На основании этих данных строят кривые уплотнения, которые экстраполируют за пределы последней фактической степени уплотнения для определения будущих начальных дебитов при последующих степенях уплотнения. Анализ кривых уплотнения, связывающих начальные дебиты скважин со средней степенью уплотнения, показывает, что в этих кривых 1) не учитывается такой весьма важный фактор при разработке нефтеносных горизонтов, как время, в течение которого достигается та или иная степень уплотнения, и 2) не принимается во внимание тот факт, что величина начального дебита скважины определяется не средней степенью уплотнения, а расстоянием скважин друг от друга, т. е. уплотнением площади, приходящейся на каждую данную скважину в момент вступления ее в эксплоатацию, и временем, протекшим от вступления в эксплоатацию соседних скважин до вступления в эксплоатацию данной скважины на этой же площади. Упомянутая выше работа В. Котлера [80, а также 81], посвященная проблеме определения подземных запасов нефти по кривым производительности скважин, оказала большое влияние на труды последующих исследователей. Речь идет о попытке Котлера вывести правило для определения влияния уплотнения на производительность скважин. Он исходил из тех соображений, что для одних и тех же нефтеносных горизонтов существует примерно одно и то же отношение между количествами извлеченной из одной скважины нефти при разной степени уплотнения сетки (независимо от начальной годовой производительности) и между соответствующими количествами извлеченной нефти на единицу площади. Иначе говоря, процент потери добычи на одну скважину, а также процент увеличения добычи на единицу площади с уплотнением сетки будет один и тот же. Затем, принимая во внимание, что количество всей добываемой нефти из скважин одинаковой начальной производительности, дающих нефть из одного и того же пласта, но при разных степенях уплотнения, изменяется приблизительно пропорционально квадратным корням из величин поверхностей площадей, дренированных этими скважинами, Котлер возвел это положение в правило: «Количество всей нефти, извлеченной из скважин одинаковой начальной производительности, эксплоатирующих один и тот же пласт при одинаковых условиях, пропорционально средним расстояниям, которые нефть проходит для поступления к забою скважины». По мнению Котлера, высказанные положения позволяют сделать вывод, что с увеличением количества скважин, независимо от их начальной производительности, средняя суммарная добыча на одну сква-

32

Глава II

жину понижается, в то время как добыча на единицу площади возрастает. Так трактовалась проблема определения расстояний между скважинами в 1924 г. Указанные работы имели весьма ограниченное значение для практики разработки нефтяных месторождений в капиталистических условиях. В самом деле, разобщение месторождений на многочисленные мелкие частновладельческие участки, конкуренция, рыночная конъюнктура и т. п. вызывают в конечном счете хаотичное размещение скважин. Выбор степени уплотнения в капиталистической промысловой практике диктовался стремлением извлечь максимальную прибыль со своего участка в ущерб соседним нефтеносным площадям. Понятно поэтому, что в условиях экономических кризисов в капиталистических странах число бурящихся скважин на площадях резко сокращали, расстояния между ними увеличивали, в периоды же лихорадочных, но кратковременных экономических подъемов сетки скважин уплотняли. Иначе обстоит дело в СССР, где установление плановых принципов ведения хозяйства на основе социалистической собственности полностью устранило все противоречия предшествующего капиталистического способа производства, тормозящие развитие научной мысли вообще и внедрение передовых методов разработки в промысловую практику, в частности. В ноябре 1925 г. в Москве происходило всесоюзное совещание по вопросам охраны и рационального использования нефтяных залежей. Среди заслушанных на совещании докладов обращает на себя внимание доклад М. В. Абрамовича о принципах рациональной разработки нефтеносных площадей [21]. М. В. Абрамович отмечает, что со времени национализации нефтяной промышленности в области нормализации разработки нефтяных месторождений достигнуты определенные успехи, к числу которых следует отнести введение норм уплотнения скважин, переход от разработки случайных отдельных пластов на определенные, систематически выбранные, использование целых горизонтов. Однако к выработке определенной обоснованной теории разработки нефтяных залежей еще не подошли вплотную. Ценность работы М. В. Абрамовича заключается не в рассмотрении вопросов разработки нефтяных месторождений в целом и даже не в выводах по этой части, — в этом отношении ясности еще нет. Важно то, что им впервые был поставлен вопрос о рациональной системе разработки нефтяного пласта-резервуара как отдельного эксшюатационного объекта. Возникновение и постановка подобных вопросов в такой конкретной форме возможны только у нас, в Союзе ССР, где определяющим, ведущим началом развития социалистического хозяйства является плановое начало. В отношении порядка заложения и бурения скважин на один и тот же горизонт М. В. Абрамович предлагает следующую классификацию систем разработки: а) с п л о ш н у ю систему, когда горизонт разбуривается приблизительно одновременно сразу по всей его площади; б) с г у щ а ю щ у ю с я систему разработки, когда на горизонт сначала бурится перЕая серия равномерно размещенных скважин по всей его площади, а затем производится заполнение сетки последующими сериями промежуточных скважин; в) п о л з у щ у ю систему разработки, когда бурение скважин производится последовательно параллельными рядами, причем расстоянием

Анализ теоретических исследований и практики разработки

33

между скважинами задаются наименьшим из допускаемого при принятой степени уплотнения. Последняя система в свою очередь может быть подразделена на: а) п о л з у щ у ю по п р о с т и р а н и ю — в том случае, когда ряды скважин последовательно закладываются вкрест простирания слоев; б) п о л з у щ у ю в н и з по п а д е н и ю — в том случае, когда ряды скважин располагаются по простиранию и последовательно закладываются вниз по падению слоев; в) п о л з у щ у ю в в е р х по в о с с т а н и ю , когда ряды скважин, расположенные также по простиранию, последовательно закладываются вверх по восстанию слоев. Из приведенных выше систем разработки отдельных горизонтов М. В. Абрамович считает теоретически наиболее рациональной сплошную. Однако, признавая применение сплошной разработки нефтеносных горизонтов в большинстве случаев практически неосуществимым, М. В. Абрамович, в стремлении максимального приближения к ней, все же считает, что ползущая система является максимально приближающейся к сплошной системе разработки и потому наиболее отвечающей представлению о рациональности. При ползущей системе разработки скважины бурят непрерывно параллельными рядами по треугольной сетке с соблюдением наименьшего допустимого между ними расстояния, причем скважины каждого нового ряда с одной стороны примыкают к совершенно не затронутой разработкой площади нефтеносного горизонта. М. В. Абрамович указывает, что чем меньше уплотнение, тем больше будет начальная, а следовательно, и суммарная добыча на одну скважину и тем меньше себестоимость нефти, но зато меньше и суммарная добыча на всю площадь залежи. «При возрастании уплотнения суммарная добыча из каждой скважины будет падать, а добыча со всей залежи возрастать до известного предела; можно допустить такую степень уплотнения, при которой суммарная добыча со всей залежи уже не будет расти фактически вследствие очень медленного выделения нефти». Практически рациональное решение этих вопросов, по мнению М. В. Абрамовича, зависит прежде всего от себестоимости нефти, т, е. от экономического фактора. К 1927—1928 гг. относится ряд работ В, В. Билибина [25, 26], посвященных вопросам определения будущей производительности скважин в связи с плотностью их размещения. Этим исследователем впервые были применены для подсчета подземных запасов нефти и анализа разработки нефтеносных горизонтов методы математической статистики. Упоминавшиеся выше кривые производительности скважин, равно как и всякие другие подобного характера кривые, отнюдь не обладают точностью кривых математического анализа; они не выражают точной функциональной зависимости между величинами, связанными этими кривыми, и по своей природе являются статистическими кривыми, выражающими неточную связь. Игнорирование этого обстоятельства ведет к фетишизации построенных кривых. В первый период развития метода кривых существовало именно такое отношение к кривым производительности скважин; показания кривых, как бы они ни были построены и из какого бы геолого-статистического материала они ни выводились, считались точными математическими показаниями, и даже не поднимался вопрос о пределах точности показаний этих кривых. Применение в построении кривых методов математической статистики поставило метод построения кривых, характеризующих произво-

34

Глава II

дительность нефтяных скважин, на более твердую почву, лишило кривые не свойственной им математической точности и вместе с тем дало возможность оценивать предел точности их применения, как и всяких других статистических кривых. В. В. Билибиным была разработана и предложена методика построения кривых двух видов: «расстояния — времени» и «вероятных кривых производительности по степеням уплотнения». Кривые «расстояния — времени» выявляют зависимость между величиной начального дебита, с одной стороны, и размером площади, приходящейся на скважину в момент вступления ее в эксшюатацию, а также временем ввода в эксплоатацию скважины на данную площадь* с другой стороны. «Вероятные кривые производительности по степеням уплотнения» выявляют зависимость темпа падения дебита скважин от величины текущего дебита и от степени уплотнения, существующей для скважин во время получения этого дебита. В отношении указанных кривых обоих видов необходимо отметить» что теория математической статистики, основанная на теории вероятностей, учит, что чем больше группа данных, по которой вычисляется средняя, тем меньше возможные отклонения. Следовательно, степень точности кривых зависит от числа данных, по которым они построены. Поэтому-то при небольшом числе скважин, проведенных на данный горизонт и вошедших в корреляционную таблицу, построенная по этой таблице кривая будет обладать весьма небольшой точностью. Вычисления для отдельных скважин вероятных начальных дебитов по кривым «расстояния—времени» будут иметь весьма большую возможную ошибку. Поэтому прогноз вероятного дебита каждой отдельной скважины заведомо обречен на большие отклонения от фактически получаемого, и такой прогноз можно делать с достаточной степенью вероятности лишь как средний для группы скважин. Кроме того перед построением кривой необходимо провести анализ всех занесенных в корреляционную таблицу данных для исключения тех из них, которые на основе геологических соображений не находятся в идентичных условиях с другими скважинами. Такое исключение, конечно, ограничивает область применения рассматриваемых кривых. В отношении кривых производительности по степеням уплотнения к тому же надо добавить, что тщательность подбора фактического материала особенно важна для критической оценки коэфициеита падения, который должен отражать падение пластового давления (или темп обводнения скважин), а не ненормальные или технически несовершенные прошлые условия эксплоатации. Все это сокращает возможности применения кривых В. В. Билибина. Для разрешения задач разработки нефтяных месторождений этот метод мало пригоден, так как требует для своего построения многочисленных исходных фактических данных и отображает процесс разработки той системы, которая уже осуществляется. Для пластов же с напорными режимами этот метод вообще непригоден, поскольку он рассматривает пласты, работающие в основном на режиме растворенного газа. В 1928 г. из печати вышла работа М. Ф. Мирчинка [49], посвященная методам оценки нефтяных залежей на примере анализа разработки и эксплоатации свиты V пласта Биби-Эйбатского месторождения. В этой работе обобщены накопившиеся к тому времени знания в области разработки нефтеносных горизонтов и на основе фактического материала, собранного по свите V пласта Биби-Эйбата, критически

Анализ теоретических исследований и практики разработки

35

освещено состояние проблемы. Наряду с рассмотрением естественных, природных факторов производительности в нефтяных залежах разбираются вопросы темпа разработки, времени вступления в эксплоатацию скважин и отдельных участков и плотности расположения скважин. Эти вопросы объединены в разделе под названием искусственных, т. е. зависимых от деятельности человека, факторов производительности. На основании рассмотрения условий прошлой эксплоатации автор делает вывод о необходимости проведения в короткий срок возможно большего количества скважин на данный пласт. По М. Ф. Мирчинку время вступления в эксплоатацию отдельных скважин и целых участков является одним из важнейших факторов производительности нефтяной залежи. Он указывает на то, что чем больший промежуток времени разделяет начало эксплоатации одного участка от другого или одной скважины от другой, тем большие потери наблюдаются в добыче нефти. Естественно, отмечает автор, что время вступления в эксплоатацию тех или иных скважин или участков является фактором, обусловленным темпом разработки месторождения. Плотность расположения скважин также является одним из решающих факторов производительности нефтяных залежей. Решение этого вопроса зависит, помимо физико-геологических, еще и от экономических условий. В связи с отсутствием глубоких теоретических исследований проблемы многие авторы защищали самые различные точки зрения. Особенный разнобой во взглядах наблюдался, как отмечает автор, в США. Так, Г. У. Тестер, С. X. Тестер и Е. Б. Бару (1924 г.) являлись сторонниками возможно наибольшего уплотнения сетки скважин [78]. Имея в виду, что при эксплоатации запасы газа истощаются быстрее запасов нефти, эти авторы усматривают возможность максимального использования газа, во-первых, в рациональном его расходовании и, во-вторых, в густоте размещения скважин для равномерного его потребления. Другой исследователь С. Брокуинер (1924 г.) на прртмере разработки месторождения Ойл-Спрингс в штате Онтарио (Канада) показывает важность определения критического числа скважин [74]. Кривая добычи имела тенденцию к повышению до определенной точки, за которой началось неуклонное понижение. Даже форсированное бурение не дало положительных результатов. Число скважин было увеличено до 11 000; почти 3000 скважин, по* мнению Брокуинера, оказались излишней затратой капитала. Наконец, в одной из статей журнала «Petroleum Age» (февраль 1924 г.) была высказана мысль о невыгодности слишком плотного расположения скважин [88]. Там же было указано на то, что на ряде нефтеносных площадей Мидконтинента на каждом участке площадью 16,2 га обычно бурят 9 и больше скважин. Между тем для добычи такого же количества нефти, отмечается в статье, вполне достаточно четырех скважин. После разбора этих материалов М. Ф. Мирчинк, не предрешая выбора той или иной точки зрения, приводит фактические данные из прошлой разработки и эксплоатации свиты V пласта Биби-Эйбата. Эти данные дают возможность высказать положение, что с увеличением количества скважин, независимо от начальной производительности, средняя суммарная добыча на скважину понижается, в то время как в б о л ь ш и н с т в е с л у ч а е в добыча на единицу площади оказывается увеличенной. Тем самым М. Ф. Мирчинк в то время присоединился к «правилу»

36

Глава II

В. Котлера, правда, с некоторой поправкой на то, что возрастание добычи на единицу площади с увеличением степени уплотнения сетки скважин наблюдается не во всех, а в большинстве случаев. Следует также иметь в виду, что рассматриваемая автором свита V пласта Биби-Эйбата являет собою пример нефтеносного горизонта с ярко выраженным режимом растворенного газа. Так был закончен первый этап развития знаний в области разработки нефтяных месторождений. Для капиталистических условий он означал преимущественно узкое рассмотрение проблемы плотности сетки скважин в рамках площади отдельных участков, направленное на повышение прибыльности частновладельческого предприятия. В социалистических условиях развития, даже на этой ранней стадии, уже поднимаются вопросы установления систем разработки, очередности и порядка разбуривания месторождения как единого объекта. За истекшее время определились некоторые закономерности взаимной зависимости суммарной и текущей производительности скважин, их начальных дебитов, темпа разработки и степени уплотнения нефтеносного горизонта скважинами. Были предложены и разработаны методы построения различных кривых, характеризующих производительность скважин и нефтяных залежей в целом. В качестве теоретического положения, характеризующего зависимость суммарной добычи нефти на единицу площади от степени уплотнения скважин, доминировало «правило» Котлера о понижении средней суммарной добычи на одну скважину с увеличением количества скважин независимо от их начальной производительности при одновременном возрастании добычи на единицу площади. § 2. ВТОРОЙ ЭТАП (1929—1938

гг.)

Начало второго этапа относится к 1929—1930 гг., когда в развитии научных принципов разработки нефтяных месторождений определились два основных, связанных между собою момента; первый, весьма знаменательный, — появление учения о режимах нефтяных залежей (пластов) и второй — дальнейшее исследование проблемы размещения скважин на отдельном месторождении, рассматриваемом как единое целое. Выдающееся значение имели работы комиссии акад. И. М. Губкина по вопросам разработки Ново-Грозненского района, проведенные в апреле—мае 1930 г. [47]. Авторы этих работ дали новые, далеко опередившие своих современников представления о разработке нефтяных месторождений. Комиссия акад. И. М. Губкина считала, что решающими факторами при выборе системы разработки фонтанных пластов Ново-Грозненского района являются: а) наличие в них пластовых вод высокого напора, б) незначительность запасов газа, в) нахождение газа в пласте в растворенном состоянии. Поэтому при выборе системы разработки необходимо предусмотреть меры борьбы с конусами обводнения и использовать те громадные преимущества, которые дают гидравлический режим и отсутствие газовой шапки. Исходя из этих предпосылок, комиссия акад. И. М. Губкина предложила разрабатывать Ново-Грозненское месторождение рядами скважин с расстоянием между рядами для ХШ, XVI, XXI и XXII пластов в 150 м, а между скважинами одного и того же ряда—400 м. На своде в конечной стадии разработки расстояния между скважинами рекомендуются в 200 м (конечное уплотнение). Предложено было

Анализ теоретических исследований и практики разработки

37

закладывать скважины в шахматном порядке. «При проведении системы в жизнь, — указывает комиссия, — как при заложении рядов скважин, так и при заложении скважин одного ряда должен соблюдаться принцип сгущающейся разработки с тем, чтобы, если эксплоатация покажет это возможным, увеличить эти расстояния и тем уменьшить число скважин» [47, стр. 90]. В цитируемой работе комиссии акад. И. М. Губкина [47] приводится обширный исследовательский материал, представляющий большой интерес с точки зрения развития теории и практики разработки. Попытку классифицировать режимы нефтяных пластов делали С. Герольд [150, 151] и С. Юрен [101, 102]. Герольд полагает, что все многообразие физических явлений и процессов, происходящих в недрах нефтяных залежей, может быть выражено несколькими математическими уравнениями, определяющими зависимость функций скорости (темпа добычи), объема (накопленной добычи или объема нефти, подлежащей извлечению) и силы давления (давления в закрытом пространстве). Известные соотношения указанных первичных функций определяют наличие того или иного режима нефтяного пласта. По классификации Герольда предусматривается существование трех режимов: гидравлического, волюметрического и капиллярного [150]. По Герольду для характеристики того или иного режима важны отношения между давлением и объемом, скоростью (темпом добычи) и давлением. Герольд считает, что благодаря поразительному контрасту между этими отношениями по различным резервуарам (пластам) можно классифицировать все резервуары по данным экешюатации скважин. Он считает, что все существующие в нефтеносных горизонтах режимы безусловно должны отвечать по соотношению своих первичных функций или гидравлическому, или волюметрическому, или капиллярному режиму. Такая постановка вопроса приводит Герольда к неизбежному механистическому выводу о невозможности одновременного сосуществования в одном и том же резервуаре (пласте) двух режимов. Однако вскоре Герольду пришлось частично отказаться от первоначальной позидии. Учтя серьезную критику своих положений о режимах нефтяных пластов при обсуждении сделанного им доклада в СССР на первом съезде ВНИТО нефтяников в 1933 г., Герольд признал возможность перехода одного режима в другой в определенный момент производительной жизни резервуаров. Ему пришлось даже для ряда резервуаров, обладающих достаточным напором краевых вод, признать существование в начальном периоде разработки и эксплоатации «газового» периода. Изложенные взгляды Герольда на режимы нефтеносных горизонтов (пластов-резервуаров) не могут быть признаны правильными. Рассматривая вопрос об источниках энергии в резервуарах, Герольд считает, что для пластов с гидравлическим и волюметрическим режимами вода, поступающая в земные слои с поверхности, является единственным источником энергии. Для пластов с капиллярным режимом, наоборот, «газ является единственным источником энергии, проталкивающей жидкость к забою скважины. Можно предполагать, что он первоначально приобрел свою энергию, будучи сжат водой. Если это верно, то передача энергии произошла в геологические эпохи, современные накоплению жидкости в залежи. Последующие эрозии и тектонические сдвиги освободили газ от веса столба воды, затем газ расширился и «закрыл себя и жидкость» в резервуаре, образовав чередующиеся шарики и пузырьки, необходимые для существования

38

Глава II

такого режима». Следовательно, с того времени как газ «закрыл себя и жидкость» в поровых пространствах коллектора, в пласте наступили условия статического равновесия. Герольд считает, что с геологической точки зрения может быть признана следующая классификация природных резервуаров: «Нефтяные и газовые резервуары в послемеловых пористых породах подвержены гидравлическому или волюметрическому режиму, а в домеловых породах — капиллярному режиму. В меловых породах наблюдаются все режимы». Такая классификация зависит от литологии пористых пород. Более древние породы уплотнены, более сцементированы, нежели молодые породы. «Древние породы менее часто простираются вверх на такие большие высоты в горах, за пределами продуктивных площадей. Более молодые породы, подверженные тектоническим поднятиям, повидимому, не имели достаточного времени для достижения той же степени эрозии, что и древние породы». «Геологическая» классификация С. Герольда, относящая все резервуары-пласты в домеловых породах к категории подчиненных капиллярному режиму и в послемеловых, т. е. третичных и четвертичных,— подчиненных гидравлическому или волюметрическому режимам, совершенно произвольна и не соответствует действительности. Подавляющее большинство крупных нефтяных залежей, подчиненных палеозойским отложениям, обладает водонапорным режимом, в то время как многие залежи в третичных отложениях Бакинского района характеризуются газовым (капиллярным) режимом. Больше того, имеет место и такое явление, когда в многопластовом месторождении типа нефтяных залежей Бакинского района и даже в Туймазинском отдельные резервуары-пласты характеризуются газовым, а другие — водонапорным режимами. Механистическое подразделение всех нефтяных пластов-резервуаров на две категории: 1) резервуары, подчиненные капиллярному режиму, и 2) резервуары, подчиненные водонапорному (гидравлическому или волюметрическому), привело Герольда к рассмотрению нефтяной залежи-пласта, как когда-то, в далекие геологические эпохи созданного и законченного объекта с определенным режимом. По существу, Герольд полностью отрицает фактор искусственного воздействия (человеком) на такой объект-пласт, руководство человека разработкой пласта и процессом извлечения нефти при рациональном и минимальном расходе пластовой энергии. По его мнению, пласт, имеющий капиллярный режим, будет работать только в условиях этого режима, независимо от того, какие будут приняты система и темп разработки, каково будет число эксплоатирующихся скважин, каковы будут забойные давления и отбор жидкости, В несколько иное положение Герольд выделяет водонапорные режимы — гидравлический и волюметрический. При значительном отборе жидкости из резервуара-пласта, сообщающегося с областью питания на поверхности, особенно прм недостатке дождей, условия гидравлического режима могут смениться условиями волюметрического. Наоборот, при выпадении обильных дождей или ограничении отбора жидкости из пласта волюметрический режим может перейти в гидравлический. Переход же одного из водонапорных режимов в капиллярный и обратно, по Герольду, невозможен. Отрицание возможности одновременного сосуществования дзух и более режимов в одном и том же резервуаре-пласте вытекает из меха* нистичности построений Герольда, который подразделяет все пластырезервуары на закрытые и открытые. Закрытые, не имеющие сообще-

Анализ теоретических исследований и практики разработки

39

ния с областью питания дождевой водой на поверхности, характеризуются капиллярным режимом. Открытые, постоянно получающие пополнение напора краевых вод дождевыми водами с поверхности, характеризуются гидравлическим или волю метрическим режимами. Разница между гидравлическим и волюметрическим режимами сводится к быстроте восстановления з пласте воды, т. е. к величине напора краевых вод. В действительности же известно много открытых пластов-резервуаров, имеющих сообщение с земной поверхностью, но обладающих газовым режимом и, наоборот не имеющих сообщения, «закрытых», обладающих водонапорным режимом. Незнание и непонимание физико-геологических условий нефтяных залежей привели Герольда к неправильной классификации режимов нефтяных пластов. Таковы отрицательные стороны предложенного Герольдом учения о режимах. Однако теория Герольда оказала большое влияние на представления геологов и работников нефтепромыслов о режимах нефтяных пластов. Многими исследователями классификация режимов Герольда также была воспринята без достаточной критики и потому получила широкое распространение. Одновременно с Герольдом другой американский исследователь Л. С. Юрен изучал главным образом факторы производительности, как естественные, природные, так и искусственные, вызванные деятельностью человека. Юрен [101, 102] рассматривает соотношения физикогеологических параметров нефтяных залежей, таких, как пористость, дроницаемость, физические свойства флюидов, давление и температура в пласте, работа газа и т. д., а также влияние каждого из этих параметров в процессе разработки и эксплоатации залежей. Поскольку характер дренирования нефтяных пластов или, точнее, соотношение движущих сил и сил сопротивления в нефтяных пластахрезервуарах, имеющих определенную физико-геологическую характеристику, определяет в процессе разработки и эксплоатации режим данной нефтяной залежи, естественно рассматривать работы Юрена в связи с учением о режимах. Как уже было отмечено выше, в августе 1933 г. в Баку происходил I Всесоюзный съезд ВНИТО нефтяников. На этом съезде в докладе акад. И. М. Губкина, Ф. Ф. Дунаева и Н. М. Николаевского Г301 был дан анализ достигнутого уровня развития проблемы разработки в СССР и США и определена важнейшая задача—организация «проектирования количества буровых скважин на основе научно обоснованного выбора расстояний между скважинами, что должно обеспечить высокую эффективность вложений в добычу средств». В докладе была отмечена недостаточность изучения «условий дренажа и хода процесса эксплоатации в том виде, в котором он протекает в недрах», в связи с расстояниями между скважинами. «Большая доля вины» за это лежит на инженерах-промысловиках, которые занимаются «не эксплоатацией пласта и месторождений в целом, а эксплоатацией нефтяных скважин как механических агрегатов, как изолированных объектов производства» (стр. 23). Только в самое последнее время, говорится в докладе, «все больше и больше выдвигаются комплексные проблемы разработки месторождения и пластов». Интересно отметить, что в этом же докладе было подчеркнуто значение «аналитического изучения процессов эксплоатации», проводимого учеными СССР (Лейбензон) и США (Герольд), которые, «изучив истечение жидкости из пористой среды под давлением расширяю-

40

Глава II

щегося газа или краевой воды, дали ряд математических формул по дренажу, размещению скважин и т. д.». Наконец, доклад отметил необходимость экономических исследований проблемы разработки, так как «установление наиболее экономически эффективного расстояния между скважинами в соответствии с проектируемой быстротой разработки и потребностями в увеличении отдачи недр, капитальными вложениями и издержками производства является важнейшей задачей при составлении плана разработки месторождений СССР». Отсюда в качестве основной задачи в области экономики разработки на данном отрезке времени была выдвинута проблема «установления методологии определения сравнительной эффективности одной системы разработки, одного проекта разбуривания, одних расстояний между скважинами перед другими возможными вариантами». На том же съезде в докладах грозненских геологов С. Н. Шаньгина [67], Н. Карпенко [35], Т. А. Осениной [57] были обоснованы и широко аргументированы условия гидравлического режима для многих нефтеносных горизонтов как Старо-Грозненского, так и НовоГрозненского месторождений. Еше раньше на решающую роль напора краевых вод в процессе разработки и эксплоатации нефтеносных горизонтов Старо-Грозненского и Ново-Грозненского месторождений указывали в своих работах М. М. Чарыгин, II. Т. Линдтроп и др. В систематизированном виде эти условия были изложены и обоснованы в специальном докладе о режиме пластов Ново-Грозненского района В. М. Николаевым [56]. В качестве исходной предпосылки при изучении режима нефтяного пласта В. М. Николаев считает наиболее правильным и удобным рассматривать пласт как известное пространство, в котором происходит ряд физических явлений, взаимно влияющих друг на друга и при принятой системе расположения экешюатируемых скважин и при известных условиях их эксплоатации создающих определенные условия продвижения нефти к забоям скважин. Большое значение имеют такие физико-геологические факторы, как структура, пористость, проницаемость, температура в пласте, пластовое давление, газовый фактор и т. п. Совершенно обязательными являются измерение этих параметров и анализ получаемых данных в процессе разработки и эксплоатации нефтеносного горизонта. В первую очередь из перечисленных факторов В. М. Николаев рассматривает пористость, мощность и площадь распространения нефтенасыщенности; эти параметры, по существу, определяют возможный суммарный объем нефти в залежи. Уделяется внимание однородности механического состава коллектора по всей площади распространения пласта. Так, например, XI пласт Ново-Грозненского месторождения имеет различную характеристику в отношении постоянства мощности и пористости в восточной и западной частях структуры. В восточной части параметры эти постоянны, нефтеотдача равномерна и выше, нежели в западной части месторождения. Пористость и мощность XIII и XVI пластов отличаются однородностью по всей площади (пористость составляет 22—25 %, мощность XIII пласта — 45—55 м и XVI пласта— 55—65 м)9 что способствует равномерности и высокой продуктивности указанных горизонтов. Иначе характеризуются XIX, XX, XXI пласты; эти пласты, фонтанные в восточной части месторождения, оказались объектом механизированной добычи в срединной части структуры. Например, XX пласт, в восточной части мощностью 23 м, в ере-

Анализ теоретических исследований и практики разработки

41

динной части месторождения снижает ее до 3 м и содержит глинистые прослои. Указывая на то, что в Ново-Грозненском месторождении все пласты имеют гидравлический режим, В. М. Николаев считает необходимым внести поправку в схему Герольда, сводящуюся к тому, что еще задолго до обводнения в скважинах постепенно снижаются как забойные и пластовые давления, так и дебиты нефти. Говоря о типах резервуаров с водонапорным режимом, В. М. Николаев в отличие от Герольда выдвигает следующие виды гидравлических систем: 1) открытого типа (подобного имеющейся в пластах Ново-Грозненского месторождения) и 2) замкнутого (закрытого) типа. Второй тип обусловливает существование волюметрического режима. В отношении величины пластового давления указывается, что для одного и того же пласта для скважин с одинаковой альтитудой устья и одинаковыми глубинами первоначальные значения пластового давления одинаковы в отдельных частях месторождения, однако закономерно уменьшаются с юго-восточного погружения структуры к северозападному. Температура в пластах Ново-Грозненского месторождения очень высока, причем существует определенная закономерность в изменениях температур — в сторону уменьшения с юго-восточного повышения структуры к северо-западу. Характерно, что и величины газового фактора меняются в том же направлении, но с обратным знаком, т. е. в юго-восточной части месторождения они ниже, чем в северо-западной. Например, для XIII пласта на юго-восточном погружении структуры величина газового фактора в среднем составляет 8 мя/т, в северозападной части доходит до 37 м3/т; соответственно для XVI пласта — 6 м*/т и 25 мут.

Величины газового фактора настолько малы и столь незначительно изменяются в процессе эксплоатации пластов, что можно твердо говорить о том, что газ никакой роли в продвижении нефти к забоям скважин не играет. Очень интересные данные приводит В. М. Николаев о совпадении сроков разработки XIII пласта со сроками истощения естественных источников в Горячеводске. По мере разработки XIII пласта дебит этих источников неуклонно падал. Сопоставление добычи в Ново-Грозненском месторождении с дебитом естественного истечения воды из горячеводских источников показало, что общая суммарная добыча системы (нефть и вода на промыслах и дебит источников) соответствует дебиту, который источники имели до начала разработки XIII пласта. В докладе, посвященном исследованию разработки залежи «С» Апшеронского нефтяного месторождения на Кубани, М. А. Жданов [32] приводит данные об изменяющемся во времени режиме этой залежи. Он попытался построить кривые соотношений «скорость—давление». Будучи нанесенными на логарифмическую бумагу, эти кривые показали, с некоторым приближением, для правой части залежи отношение 3 : 2 и для левой части залежи 1 :2. Иначе говоря, если следовать Герольду, в правой части залежи существует капиллярный, а в левой — волюметрический режимы, что, кстати сказать, по тому же Герольду, невозможно. Так или иначе, заключает М. А. Жданов, режим правой и левой частей залежи «С» резко различен. Так в первой половине сороковых годов текущего столетия происходило развитие и обсуждение одной из важнейших и решающих

42

Глава II

"проблем для рациональной разработки нефтяных залежей — проблемы режимов нефтяных пластов. Вторым направлением в развитии теории разработки нефтяных месторождений явилось изучение проблемы степени уплотнения сетки скважин. Определялись две противоположные точки зрения: первая, защищающая предельное уплотнение, т. е. малые расстояния между скважинами, и вторая, противоположная, доказывающая необходимость увеличения расстояний между скважинами. Первая точка зрения отражает взгляды преемственных продолжателей положений, сформулированных еще В. Котлером [80, 88]. При этом, если В. Котлер, К. Бил [70, 71, 72, 73] и др. указывали на то, что для решения вопроса о наименьших расстояниях между скважинами необходимо учитывать физические условия нефтяных пластов и условия их эксплоатации, то ряд позднейших исследователей стал на позицию огульной защиты наибольшего уплотнения скважин вне зависимости от физико-геологических условий тех или иных нефтеносных пластов. В появившейся в 1932 г. в печати работе о влиянии расстояния между скважинами на их дебит В. В. Билибин [27] свел этот вопрос к составлению (по материалам прошлой эксплоатации) корреляционных таблиц зависимости между начальным дебитом скважин и площадью, приходящейся на скважину, и к построению на этой основе кривых «расстояния—времени» и «вероятных кривых производительности по степени уплотнения». Хотя работы В. В. Билибина и представляют известный интерес как первая попытка применить методы математической статистики к большому промысловому материалу Бакинского района, но они дают неверный анализ и ошибочные выводы о размещении скважин, опирающиеся на порочные исходные методологические предпосылки и непонимание основных физических законов движения жидкости и газа в пористой среде. При такой постановке вопроса не рассматриваются режим пласта и его влияние на процесс эксплоатации пласта, на его нефтеот* дачу, значение искусственного изменения режима и т. д. Кроме того анализ прошлой эксшюатации отражает уровень техники и организации производства прошлых лет со всеми их особенностями. Все эти порочные предпосылки наложили отпечаток на принципы систематизации, на группировку данных, на приемы и направление анализа, чем и определились ошибочные выводы автора в вопросе о рациональных расстояниях между скважинами. Ограниченность положений В. В. Билибина вытекает из его неверной общей позиции. Механистическая установка автора привела и к механистическому восприятию в качестве постулата упоминавшегося выше положения В. Котлера (о том, что с увеличением числа скважин на имеющейся площади пласта увеличивается суммарная добыча с этого пласта), причем к восприятию вне учета условий самого нефтяного пласта. Работа В. В. Билибина имела серьезные практические последствия. Ею были «подтверждены» системы разработки нефтеносных горизонтов, рассчитанные на максимальное уплотнение скважин, осуществлявшееся в то время во многих нефтеносных районах. В ряде районов, как правило, были установлены для всех нефтеносных горизонтов (независимо от их характеристики, режима, глубины залегания и т. п.) расстояния между скважинами от 80 до 125 м и в качестве исключения — до 150 м.

Анализ теоретических исследований и практики разработки

43

В те же годы в США ряд исследователей также пытается разрешить проблему о расстояниях между скважинами. Из работ В. П. Газемана (1929/30 г.), Р. Фелпса (1932 г.), Ф. Вууда (1932 г.) [75, 76, 77, 97] и др. мы видим, что проблема расстояний между скважинами ставится в зависимость от физико-геологических условий нефтяного пласта. Например, В. П. Газеман [76, 77] предлагает распределить все факторы, в зависимости от которых находится решение вопроса о расстояниях, на две группы. Первая группа включает факторы, определяющие характеристику пласта (пористость, строение песка, его цементация, мощность) и условия залегания жидкости в нем (уд. вес нефти, качество нефти, естественный газовый фактор, нефтенасыщенность и т. д.). Вторая группа факторов охватывает методы контроля эксплоатации скважин, глубину вскрытия мощности пласта и т. д., т. е. условия техники эксплоатации. Влияние всех этих факторов В. П. Газеман постарался отразить в эмпирической формуле для установления расстояний между скважинами. Ф. Вууд [75] подчеркивает, что расстановка скважин зависит от количества добываемых нефти и газа, глубины скважины, мощности продуктивного горизонта, температуры и давления на забое, средней пористости и проницаемости пласта. Особое внимание уделяется фактору пластового давления. Еще более категорично и отчетливо ставит вопрос об изучении режима нефтяных пластов в качестве предварительного условия для разрешения проблемы о расстояниях между скважинами Р. Фелпс [97]. Перечисленные исследователи вслед за Билом, Котлером и Льюисом наряду с признанием в качестве одного из решающих факторов при определении расстояний между скважинами экономического фактора подчеркивают и заостряют необходимость учета при этом физико-геологических условий нефтяного пласта и условий техники эксплоатация. Ф. Вууд [75] приводит доводы, подкрепляющие тенденцию увеличения применявшихся расстояний между скважинами. Эту идею более подробно и обоснованно развивает в 1935 г. М. Г. Чаней [98], утверждающий необходимость диференцированного подхода при решении вопросов о расстояниях между скважинами в зависимости от физико-геологических условий нефтяных пластов, тщательного изучения и использования всех технических возможностей эксплоатации и такого же тщательного изучения экономической стороны дела. В итоге М. Г. Чаней приходит к заключению, что применяемые обычно расстояния между скважинами чрезмерно малы, что в подавляющем большинстве случаев они нуждаются в увеличении. Очевидно, по этой причине обстоятельная и своевременная работа М. Г. Чанея встретила резко отрицательное отношение сторонников всяческого уплотнения сетки скважин. Переход на разработку глубоко залегающих нефтяных пластов обострил вопрос выбора рациональных расстояний между скважинами. Более глубокое изучение физико-геологических условий резервуаров, их режимов заставило также обратить самое серьезное внимание на этот вопрос, особенно для пластов с водонапорным режимом. Все чаще и в большем количестве в специальной литературе стали появляться обоснованные для многих случаев предложения об увеличении расстояний между скважинамиХарактерно, что С. Н. Шаньгин [67] в упомянутом выше докладе на I Всесоюзном съезде ВНИТО нефтяников вполне определенно и обоснованно сделал вывод о том, что для рациональной разработки XIII пласта Ново-Грозненского месторождения, обладающего водонапорным режи-

44

Глава II

мом, было бы достаточно наличие всего 25 правильно расставленных скважин вместо 64, фактически бывших в эксплоатации. По XVI (тоже высокопродуктивному) пласту подобный же расчет показал, что было бы достаточно вместе с оконтуривающими скважинами пробурить всего 47 скважин вместо фактически пробуренных 124. С. Н. Шаньгин указывает на то, что скважины, вступившие в эксплоатацию с XIII и XVI пластов с 1930 г. по старой треугольной сетке и при расстояниях между ними 173 му в редких случаях повышали добычу и притом на крайне непродолжительный срок, измеряемый днями. Чаще всего в лучшем случае они лишь стабилизировали текущую продукцию пластов или даже вовсе не оказывали на нее ВЛИЯНИЯ. Мало того, начиная с 1929 г., в фонтанных скважинах стало наблюдаться падение пластового давления и снижение дебитов. Причину такого явления С. Н. Шаньгин объясняет чрезмерным текущим отбором жидкости (нефти и воды), количество которой превышает пропускную способность пористых пластов, проводящих воду от источника питания к разрабатываемой нефтяной залежи. На бурение эксплоатирующихся скважин XIII и XVI пластов, разведку и излишнее бурение затрачено более 200 000 м проходки; при рациональном размещении скважин для правильного использования гидравлического режима достаточно было пробурить всего 84 000 м. Следует подчеркнуть, что под рациональным размещением скважин С. Н. Шаньгин понимал необходимость отказа от обычной для того времени геометрической треугольной сетки и расположения скважин на своде структуры, вдоль ее оси, что соответствует предложению комиссии акад. И. М. Губкина [30]. Однако весьма разумные выводы С. Н. Шаньгина о разработке нефтяных пластов, подобных XIII и XVI, не были учтены в практике разработки других горизонтов даже на том же Ново-Грозненском месторождении. Так, залегающий ниже и высокопродуктивный XX пласт раз рабатывался по той же треугольной сетке при расстоянии между скважинами 173 м. Это расстояние было принято, как указывает Н. Карпенко [35], по аналогии с разработкой XVI пласта, для которого в свою очередь расстояние между скважинами было установлено по аналогии с разработкой XIII пластаВ 1934—1938 гг. в американской специальной нефтяной литературе количество работ по размещению скважин и вообще по разработке нефтяных месторождений становится весьма значительным. Помимо упоминавшейся выше работы Чанея появляются работы на такие темы, как «Разреженная сетка увеличивает конечную добычу» Дж. Р. Сюмэн [93] (1934), «Размещение добычи и темп добычи — важнейшие факторы конечной суммарной добычи» С. Ф. Шоу [99] (1935) и т. д. Во всех этих работах отмечается явная тенденция к разрежению сеток скважин при разработке нефтяных залежей. При разбуривании нефтеносных горизонтов с высокой производительностью, высоким пластовым давлением и залегающих на глубинах порядка 1500—3000 м предлагается принимать расстояния между скважинами в среднем 300—400 м. В нефтяной промышленности СССР вопрос об определении расстояний между скважинами приобрел особую остроту в 1936—1938 гг. и в первую очередь при разработке глубоко залегающего промышленно богатого подкирмакинского горизонта (ПК) продуктивной толщи в ряде нефтяных месторождений Апшеронского полуострова (Ленинский район, Сураханы, Кара-Чухур, Кала, Биби-Эйбат). Практиковавшаяся система всяческого сгущения сетки скважин, механический перенос тех же малых расстояний между ними (125—150 м) с верхних, неглубоких пластов

Анализ теоретических исследований и практики разработки

45

на ПК привели к противоречию с возможностями рациональной эксплоатации как этого горизонта в целом, так и отдельных скважин. Те же вопросы возникли в связи с вступлением в разработку и эксплоатацию целого ряда нефтяных месторождений Второго Баку, расположенных в восточной половине Русской платформы, физико-геологические условия которых значительно отличаются от таковых для месторождений Кавказской нефтеносной провинции. С самого начала при разработке этих новых месторождений (Сызрань, Яблоновый Овраг, Туймазы, Краснокамск) были применены расстояния между скважинами в 250 м по треугольной сетке. Такое увеличение расстояний вопреки существовавшей практике, весьма возможно, объясняется еще тем, что начиналась разработка нефтяных месторождений в совершенно новых районах; элементы рутины, сложившиеся в силу многолетней и в то же время неправильной традиции в разработке ряда месторождений Баку, Грозного и других старых районов, как и в многочисленных районах США в те годы, не довлели над геологической мыслью при разведке и эксплоатации новых районов СССР. Новые достижения нефтяной геологической науки в области изучения режимов нефтеносных горизонтов и в связи с этим в области разработки нефтяных месторождений все же оказали некоторое влияние и на разработку глубоко залегающего и высокопродуктивного подкирмакинского горизонта (ПК) на месторождениях Апшеронского полуострова. В 1937—1938 гг. в Сураханах по инициативе В. П. Ключева сначала на юго-восточном, затем на северо-восточном полях расстояния между скважинами были увеличены на первом до 180 м, а на втором поле скважины размещали на расстояниях вниз по падению слоев — 220 ж и по простиранию — на 440 м* Возросли до 200 м также расстояния между скважинами при разработке ПК и калинской свиты в Старом Кала и ПК на восточном крыле на Биби-Эйбате. Так закончился второй этап развития наших знаний в области разработки нефтяных месторождений. Он знаменуется углубленным изучением факторов производительности нефтяных залежей и скважин, появлением и совершенствованием учения о режимах нефтеносных горизонтов, настойчивыми и обоснованными призывами к разрешению проблемы о расстояниях между скважинами на основе комплексного исследования факторов физико-геологического, технического и экономического характера и, наконец, постановкой вопроса о необходимости при разработке нефтяных пластов с водонапорным режимом отказа от геометрического расположения скважин по треугольной сетке и перехода на размещение их рядами в зависимости от формы структуры и самой залежи. § 3. ТРЕТИЙ ЭТАП (1939—1947

гг.).

Конец тридцатых и начало сороковых годов текущего столетия совпадают с началом внедрения в теорию разработки нефтяных залежей основ подземной гидродинамики. Внедрение в теорию разработки основ подземной гидродинамики следует признать весьма знаменательным, поскольку у нас наряду с таким оружием, как анализ геолого-промыслового материала и техникоэкономических условий, появились теоретические работы, освещающие природу процессов, происходящих в недрах при движении жидкости (воды, нефти и газа) через пористую среду вмещающих коллекторов. В ходе комплексного разрешения вопросов разработки нефтяных залежей выявился новый и весьма действенный фактор.

46

Глава II

Речь идет в первую очередь о работах акад. Л. С. Лейбензона [119, 120, 121], В. Н. Щелкачева [140, 141, 142, 143], М. Маскета [154, 155, 156], R Викова [148, 149], X. Ботсета [149], В. П. Яковлева [145, 146, 147] и др. Выше мы рассматривали эти работы с точки зрения развития подземной гидродинамики, здесь остановимся на них с позиций теории и практики разработки. /. США Работа М. Маскета, опубликованная в 1937 г. [154], оказала влияние на развитие взглядов на нефтяную залежь как определенную гидродинамическую систему. По существу, она тесно связана с проблемой размещения скважин и расстояниями между ними при разработке нефтяных пластов. В статье о принципах размещения скважин Маскет говорит, что «в единообразном резервуаре одна единственная скважина могла бы полностью дренировать весь данный резервуар при условии предоставления ей достаточного количества времени» [155]. Однако экономическая фаза разработки, связанная с экономически рентабельным минимумом добычи нефти из скважины, не позволяет довести разработку до полного истощения резервуара, так как извлечение нефти за все время существования резервуара будет итти крайне медленными темпами. Автор далее отмечает, что «имеются безусловные указания на то,, что физическая суммарная добыча не стоит в зависимости от количества скважин, работающих для общего дренирования участка...» Учитывая введение предельных минимальных норм дебитов из отдельных скважин, автор построил кривые соотношения количества скважин и суммарной добычи при разных значениях безразмерного времени, которое оказалось «прямо пропорционально жидкостной фазе, длине системы и минимальному темпу извлечения жидкости и обратно пропорционально проницаемости песка». Исходя из кривых, Маскет вывел заключение, что и для проницаемого песчаного слоя «частое размещение скважин не дает увеличения общего количества продукции». В работе, посвященной определению факторов, влияющих на работу пласта [156], Маскет дает обзор факторов, которые необходимо изучать в процессе разработки, чтобы вести ее наиболее эффективно. Прежде всего следует определить запасы нефти по объемному (статическому) или динамическому методу. По анализу керна должны быть определены пористость, первоначальное водо- и нефтенасыщение и коэфициент отдачи (путем прокачки через керн воды или газа). Необходимо также учитывать изменение объема жидкости вследствие потери растворенного газа и снижения давления. По пластовому давлению, проницаемости керна и соотношению фаз в пласте можно предсказать ожидаемый дебит нефти в скважинах. После бурения первых скважин необходимо проведение замеров начального пластового давления и давления насыщения нефти газом. Такие данные являются отправными для динамического метода подсчета запасов и оценки газовой энергии пласта. Сравнение фактического газового фактора с количеством растворенного в пласте газа позволяет оценить эффективность и правильность отбора нефти из скважин при разработке. В процессе эксплоатации нефтяной залежи необходимо производить регулярные измерения пластового давления и газового фактора. Эти измерения позволяют выяснить роль того или иного фактора в режиме пласта.

Анализ теоретических исследований и практики разработки

47

Построение карт изобар позволяет выявлять зоны истощения и зоны, являющиеся источником энергии, а также характер общей пропускной способности пласта. Наблюдения за динамикой газового фактора при наличии в пласте свободного газа в виде газовой шапки позволяют прослеживать продвижение контуров расширяющейся газовой шапки. М. Маскет высказывает мысль о необходимости с первой же стадии разработки и эксшюатации нефтяной залежи поддерживать пластовое давление путем закачки газа в головную часть пласта. В случае одновременного давления краевых вод снизу и равномерной пористости и проницаемости такой процесс поддержания давления в залежи может дать наибольший эффект. Р. Виков [148] разбирает факторы, обусловливающие характер ра~ боты нефтяных пластов. Он делит их на две группы: 1) на не контролируемые человеком (проницаемость, особенно при многослойных песчаных горизонтах, соотношение насыщения коллектора нефтью, водой и газом и пр.); 2) контролируемые человеком, к которым относятся параметры скважины (диаметр, положение забоя и др.) и режим пласта. В работе Р. Викова следует подчеркнуть его вывод о том, что в нефтяном пласте существует общая миграция жидкостей и никакого конечного радиуса дренажа нет. Отсюда плотность размещения скважин не имеет того значения, какое ей отводилось ранее. Однако плотность, большая или меньшая оптимальной, ведет к уменьшению экономически выгодной производительности скважин. Значительный интерес представляет опубликованная в 1943 г. работа Баклея и Крейза [69] о принципах рациональной эксплоатации нефтяных месторождений. Эти исследователи подразделяют существующие режимы нефтяных пластов на три типа: 1) безнапорный (с растворенным в нефти газом); 2) газонапорный (с газовой шапкой) и 3) водонапорный. Проведение каждого из этих режимов иллюстрируется нижеследующей таблицей: Тип режима Пластовое давление Газовый фактор Добыча воды

Поведение скважин Нефтеотдача, %

I тип

II тип

Падает Падает медленно Растет до максиму- Растет в присводома, затем падает вых скважинах Нет или мало Нет или мало Нужны насосы в Фонтанируют ранний период 10—40

30-80

III тип Остается высоким Низкий во всех скважинах Значительна, постепенно увеличивается Фонтанируют до сильного обводнения 60—SO

Баклей и Крейз отмечают, что в течение последних 10—15 лет установилась точка зрения, что мерилом рациональной эксплоатации нефтяной залежи должна служить не добыча по каждой скважине, а суммарная добыча пласта. В связи с этим проблема размещения скважин должна решаться для каждой залежи в отдельности. При напорных режимах (режимах вытеснения) важно иметь возможность осуществлять контроль за продвижением газа или воды. Однако общей формулы размещения скважин дать нельзя. Суммарная добыча не зависит от числа скважин, но целиком зависит от полноты замещения нефти продвигающейся водой (и газом).

48

Глава II

Практически обычно скважин бурят больше, чем надо; при применяемых сетках расположения скважин суммарная добыча не зависит от их числа. При безнапорном режиме (режиме истощения) большое количество скважин ускоряет истощение, но не увеличивает суммарную добычу. В залежах любого (в отношении режима) типа при рациональном ведении работ замедление темпов разбуривания площади до максимального уплотнения не является причиной уменьшения добычи. Поэтому авторы считают целесообразным начинать разработку широкой сеткой скважин с последующим ее уплотнением. Эти работы в США не находят, естественно, массового применения в практике разработки месторождений, отразившей все антагонистические противоречия капиталистического производства. Наука применяется в капиталистической промышленности лишь в тех случаях, когда она повышает прибыли отдельных предприятий и особенно когда она укрепляет позиции монополистических компаний. Так, с этой целью в 1939 г. в США были созданы специальные комитеты по разработке и экешюатации нефтяных месторождений, в задачу которых входили изучение влияния методов эксплоатации, темпов добычи и размещения скважин на суммарную добычу нефти из пластов и установление общего времени эксплоатации, проходящего до наступления истощения запасов нефти. Данные, получавшиеся на промыслах при различном расположении скважин, сопоставлялись с существующими теориями и выводами исследовательских лабораторий. Опубликованные в 1944—1946 гг. в печати США данные по исследуемой проблеме подтверждают многие результаты исследований, проведенных в Московском нефтяном институте им. акад. И. М. Губкина в 1940—1944 гг. Так, например, комитет по размещению скважин установил, что при обоих вытесняющих режимах (гидравлическом и режиме газовой шапки) 1 нет никакой зависимости между конечной нефтеотдачей, числом и расстояниями между скважинами. Поэтому количество скважин должно определяться условиями обеспечения надлежащего контроля за продвижением контуров воды или газа во избежание прорывов газа и образования конусов воды. Разработка нефтяного пласта равномерно распределенными скважинами, по мнению комитета, ошибочна, так как для эксплоатации различных частей пласта может потребоваться разное количество скважин. Так, при режиме газовой шапки следует бурить больше скважин в пониженных частях. Наоборот, при гидравлическом (водонапорном) режиме рекомендуется размещать скважины вдали от контуров воды. При этом для возможно более действенного регулирования продвижения контуров рационально располагать скважины по простиранию пластов и реже — по падению. На большинстве нефтяных залежей США, отмечает комитет, скважины размещены на более близком расстоянии, чем это нужно с экономической точки зрения 2 . Следует признать неправильным мнение комитета о том, что вообще с точки зрения взаимного расположения скважин при вытесняющих режимах (гидравлическом и режиме газовой шапки) нет никакой зависимости между нефтеотдачей и размещением скважин. При этих режимах особое значение имеют рациональное размещение скважин на структуре и очередность их ввода в эксплоатацию, предотвращающие потери нефти в целиках из-за языков обводнения. 1 2

По терминологии комитета. В данном случае речь идет, конечно, о позициях буржуазной экономики.

Анализ теоретических исследований и практики разработки

49

Поэтому совершенно неправилен также вывод комитета и о том, что проблема размещения скважин относится к числу чисто экономических, — проблема остается комплексной. Выбор же рационального размещения является экономической задачей, учитывающей одновременно и все физико-геологические особенности разработки месторождения. В 1942 г. специальный комитет по установлению стандартной методики разработки месторождений и принципов размещения скважин опубликовал итоговый отчет о своей работе. Из этого отчета следует, что в большинстве природных резервуаров может существовать одновременно несколько режимов в различной комбинации, с преобладанием одного из них. К такому же заключению пришел еще в 1939 г. в СССР М. Ф. Мирчинк, изложив эту точку зрения в своей работе о режиме нефтяных пластов [50]. В трех статьях, относящихся к 1943 г., посвященных обзору различных взглядов в развитии науки о разработке нефтяных залежей, проф. Л. С. Юрон [104], исследовав ряд важных вопросов, приходит к выводам, многие из которых в свете современных исследований и представлений вызывают недоумение. Выводы Юрена сводятся к следующим положениям. 1. При увеличении расстояний между скважинами достигаются увеличение добычи нефти на скважину, снижение стоимости нефти и увеличение прибыли на капиталовложения. 2. На участках с одинаковыми условиями добыча на единицу площади увеличивается при более плотной сетке скважин. 3. При разработке нефтяных залежей с гидравлическим режимом, обладающих неистощимой энергией, скважины должны размещаться реже, чем при газовом режиме, при котором энергия лимитирована. 4. Скважины могут дренировать широкую площадь однородных высокопроницаемых пластов; если же в пластах существуют литологические и стратиграфические неправильности, ограничивающие свободный поток жидкости, то оправдывается более плотное размещение скважин. 5. При разработке и эксплоатации нефтяных залежей одной компанией или когда возможна тесная кооперация между предпринимателями, скважины можно размещать реже. Более эффективный контроль за энергией пласта, возможный при этих условиях, позволяет обеспечить такую же добычу и, возможно, большую, чем при уплотненной сетке конкурирующих предпринимателей. 6. Остается нерешенным вопрос о том, может ли быть добыто столько же нефти из залежей с чисто газовым режимом небольшим количеством скважин, как и большим, но при соблюдении максимального контроля над расходованием пластовой энергии. 7. При разработке залежей с чисто гидравлическим режимом плотность сетки скважин определяется желаемой величиной текущей добычи и экономическими соображениями. 8. Нефтепромышленники, заинтересованные больше в получении максимальной прибыли из их текущей деятельности, чем в максимальной добыче нефти, должны решать вопрос скорее в зависимости от экономических соображений, нежели от геолого-физических характеристик. 9. Сетка скважин при разработке каждой данной нефтяной залежи должна выбираться таким образом, чтобы были удовлетворены требования как первичных, так и вторичных методов эксплоатации или чтобы был обеспечен экономически рентабельный срок разработки. 10. Универсальной формулы для определения расстояний между скважинами в настоящее время нет, и можно утверждать, что ее вообще

50

Глава II

нельзя выработать, так как расстояние между скважинами зависит от слишком большого количества переменных физического и экономического характера, величину которых к тому же иногда невозможно определить заранее. Надо прямо сказать, что выступление Юрена с рассмотренным обзором работ в области развития теории разработки нефтяных залежей, несомненно, представляет собою шаг назад по сравнению с позициями других американских исследователей (Маскета, Викова, Баклея, Крейза). Пункты 2, 3 и 6 неверны с современной точки зрения; пункты i, 5, 7, 8 и 9 направлены на обеспечение интересов частновладельческих предприятий, не считающихся подчас с правильной технологией добычи нефти (особенно п. 8). Юрен явно поддерживает теорию всемерного уплотнения скважин. Не случайно он пишет, что «на участках с одинаковыми условиями добыча на единицу площади выше при более плотной сетке скважин» (п. 2). Это может иметь место при миграции нефти по пласту от редко разбуренных участков к часто разбуренным. Он рекомендует форсировать «подсос», не считаясь с последствиями для всего месторождения как единого целого (п. 8). Такое утверждение показывает, что перед нами типичный пример подчинения буржуазного ученого, ранее высказывавшего прогрессивные взгляды, интересам капитализма. Только так следует расценить его положение о том, что нефтепромышленники должны решать вопрос о системе разработки с точки зрения максимальной прибыли, а не в интересах рациональной технологии разработки. Подобное заключение является, по сути дела, призывом к бессистемной и хищнической эксплоатации нефтяных месторождений, В области научного решения задач системы разработки, в первую очередь определения количества скважин, порядка их размещения на месторождении и т. п., в США сделано пока немного. Там не проводились исследования в области приложения основ подземной' гидродинамики к теории разработки, подобные исследованиям, проводимым в СССР. Насколько это можно было установить по литературным источникам, в США также не разрабатывается комплексная методика, проектирования разработки нефтяных месторождений силами промысловой геологии, подземной гидродинамики и экономики. Проведенный Н. М. Николаевским в 1945—1946 гг. [175] анализ экономических исследований рассматриваемой проблемы в США показал, что эти исследования носят явно буржуазно-апологетическую направленность. Методика этих работ совершенно не разработана и сильно отстает от разработки технической стороны вопроса. В США не проведены исследования промысловой экономики (остающейся «тайной» частного производства) в связи с факторами размещения скважин и отсутствует методика экономического проектирования разработки отдельных нефтяных месторождений и выбора порядка размещения скважин. В этом отношении работы советских ученых, так же как и по гидродинамическому методу проектирования разработки нефтяных месторождений, являются новаторскими. В чем же кроются причины ограниченности большинства американских исследований проблемы разработки нефтяных залежей (расстояния между скважинами и их размещение)? Причины состоят в том, что в этих работах неизбежно отражаются особенности и требования капиталистической системы хозяйства и

Анализ теоретических исследований и практики разработки

51

в первую очередь частная собственность на средства производства, ожесточенный антагонизм предпринимателей, попытки государственного регулирования добычи нефти в интересах крупных монополий до войны и во время войны, использование этого «регулирования» монополиями для получения военных сверхприбылей, конкуренция между монополиями, крупными и мелкими собственниками как на рынке, так и при совместной разработке нефтяных залежей, разобщенных на отдельные участки, и т. п. Все экономические работы подчинены интересам частных предприятий, их борьбе между собою и прежде всего направлены на обслуживание крупных нефтяных монополий. Поэтому, анализируя американскую специальную литературу, необходимо строго отграничивать понимание «ненужных» (на языке экономистов США) скважин — с точки зрения противоречий капиталистического производства — от «ненужных» — в технологическом смысле слова, как не дающих эффекта в увеличении добычи нефти и в более экономном расходовании материальных средств на промыслах. С точки зрения практики размещения скважин в США в истории разработки нефтяных залежей могут быть выделены три этапа: — первый этап (до 1938 г.), характеризуемый хаотическим пере уплотнением сеток скважин на всех промыслах США; скважины расставляются с целью получения максимальной прибыли в условиях данной рыночной конъюнктуры; их размещение на границах участков имеет целью «отсосать» нефть с соседних участков; — второй этап (1938—1942 гг.), характеризуемый увеличением расстояний между скважинами на многих промыслах в условиях резкого перепроизводства нефти; тяжелый экономический кризис порождает попытки регулирования размещения скважин, не дающие желаемого результата; — третий этап (1942—1945 гг.), характеризуемый уплотнением сеток скважин на некоторых месторождениях в ряде районов в условиях возросшей потребности в нефти в период военного времени; попытки регулирования также не меняют существенно размещения скважин на промыслах и терпят неудачу там, где они выходят за рамки содействия нефтяным монополиям в получении военных сверх прибылей. Вполне понятно, что между указанными этапами в отношении размещения скважин нет четких граней, так как на многих месторождениях можно найти бесчисленные примеры применения одновременно и плотных и редких сеток скважин, однако общую тенденцию все же установить можно. Особенности капиталистического развития, в первую очередь частная собственность, конкуренция и кризисы, получили глубокое отражение в практике разработки нефтяных залежей США и резко сказались на размещении скважин и установлении расстояний между ними. 2- СССР У нас в СССР вопросы разработки нефтяных залежей, особенно вопросы размещения скважин, начали приобретать повсеместно особую остроту в связи с переходом на эксплоатацию глубоко залегающих, промышленно богатых нефтеносных горизонтов в основном нефтедобывающем — Бакинском — районе, а также в связи с вступлением в разработку месторождений новой нефтеносной провинции — Второго Баку, физико-геологические условия которой отличны от кавказских залежей. В конце тридцатых годов текущего столетия появляется большое количество работ, связанных с вопросами размещения скважин и опре-

52

Глава II

деления расстояний между ними. В большинстве из них анализируются геолого-промысловые данные и на этой основе даются заключения. В других делаются первые попытки теоретической разработки вопроса. Следует отметить немногочисленность работ, в которых излагаются результаты экспериментальных лабораторных исследований. Попыткой дать обобщающую сводку развития взглядов на размещение скважин при разработке нефтяных залежей является опубликованная в 1939 г. работа М. Ф. Мирчинка о расстояниях между скважинами [51]. Разрешение проблемы о расстояниях между скважинами М. Ф. Мирчинком мыслится путем комплексного анализа и изучения физикогеологических, технических и экономических условий нефтяных залежей?. Рассматривая условия работы пласта при газовом и водонапорном режимах, М. Ф. Мирчинк считает, что для наилучшего использования энергии при первом режиме скважины следует ставить чаще при условии одновременности их ввода в эксплоатацию. При водонапорном режиме возможна более широкая расстановка скважин. Пластовое давление, как известно, является функцией глубины залегания пласта. При выборе расстояний между скважинами этот фактор указывает на неправильность одинакового подхода к пластам, залегающим на небольших или, наоборот, на больших глубинах, поскольку пластовые давления будут резко различными. Поэтому при разработке глубоко залегающих нефтяных пластов, при прочих равных условиях, расстояния между скважинами следует принимать соответственно большими, чем при разработке пластов с меньшим давлением, залегающих на меньших глубинах. Подобный же вопрос может встать и в отношении одного и того же нефтяного пласта, гипсометрические отметки которого резко отличаются друг от друга. Сказанное о пластовом давлении — важном факторе при выборе расстояний между скважинами — правильно при условии тщательного контроля за расходованием пластовой энергии. Последнее может быть достигнуто регулированием отбора нефти из скважин. Велико также значение структурного (тектонического) фактора. Следует различать полого- и крутопадающие пласты. Известны нефтяные пласты, залегающие круто (при углах падения 50—70°), и почти горизонтально лежащие пласты. Очевидно, что при разработке крутопадающих пластов скважины следует располагать на расстояниях, более близких по направлению падения, нежели по простиранию. При разработке пологопадающих пластов возможно сохранение треугольной системы расположения скважин. Работа М. Ф. Мирчинка, своевременная на описываемом этапе развития познаний в области нефтепромысловой геологии, исходит из дрнменения геометрической треугольной системы размещения скважин. Исключением является только указание на необходимость изменения треугольной системы при разработке крутопадающих нефтяных пластов. Таким образом, несмотря на недостаточную проработку вопроса о системах разработки нефтяных пластов с водонапорным режимом, при которых в свете современных познаний более рациональным является размещение скважин рядами, основное исходное положение о необходимости комплексного решения задачи было правильным. В 1940 г. бригадой геологов во главе с В. П. Ключевым был произведен анализ разработки богатого промышленного подкирмакинского

Анализ теоретических исследований и практики разработки

53

нефтеносного горизонта продуктивной толщи на наиболее крупных нефтяных месторождениях Апшеронского полуострова (Ленинский район, Сураханы, Кара-Чухур, Кала, Биби-Эйбат). Практически этот горизонт разрабатывался при тех же «стандартных», единых для всех нефтеносных пластов, расстояниях в 125—150 м. Только в конце разработки в Сураханах, на Кара-Чухуре и Биби-Эйбате перешли на расстояния 175—180 м. Все эти залежи нефти в подкирмакинском горизонте начали разрабатывать почти одновременно (в 1934—1936 гг). при близких величинах глубины скважин (от 2000 до 2700 м) и примерно одинаковой высоте начальной их производительности. Разработка подкирмакинского горизонта на перечисленных месторождениях показала: а) резкое снижение динамических уровней вскоре же после вступления скважин в эксилоатацию, обусловленное резким падением пластового давления (под угрозу была поставлена возможность продолжения эксшюатации скважин современными методами); б) что количество дающих нефть скважин на 1/1 1940 г. составляло от 40 до 50% проведенных и вступивших в эксплоатацию скважин; в) что выход скважин из эксплоатации (сломы колонн над фильтрами, прихваты труб, пробкообразования и т. п.) обусловливается не только специфическими особенностями нефтедобывающей промышленности, допускающими сравнительно высокий процент сооружений (в данном случае скважин), находящихся в планово-предупредительном или капитальном ремонте, но и причинами, связанными с недостатками принятых систем разработки: переуплотнение скважин, создание чрезмерных депрессий на пласт; г) трудность освоения последующих вступающих в эксплоатацию скважин; этот фактор, имеющий место и при разработке других плаСТОЙ, главным образом в случае запоздания ввода в эксплоатацию последующих скважин, особенно резко проявился при разработке подкирмакинского горизонта вследствие чрезмерного переуплотнения скважин и их большой интерференции; д) очень малую эффективность капитальных затоат вследствие недопустимо малой продолжительности жизни скважин (из 727 скважин на 1/1 1940 г. в эксплоатации находилась всего 331 скважина, или 45,9%). Анализ разработки подкирмакинского горизонта в перечисленных месторождениях показывает, что между скважинами применялись слишком малые расстояния. Исходя из соотношения простойного фонда к действующему, а также затруднений техники освоения и эксплоатации скважин, следует сделать вывод, что нефтеносные горизонты, по физико-геологической характеристике и производительности подобные подкирмакинскому, при глубинах скважин свыше 2000 м следует разрабатывать с расстояниями между скважинами не менее 300 м. К подобному же выводу о необходимости увеличения расстояний между скважинами при разработке подкирмакинского горизонта пришла другая бригада, занимавшаяся анализом освоения скважин этого горизонта в тресте Лениннефть (Баку). Выводы опубликованы в 1940 г. в работе А. Г. Андреева [23]. В обстоятельной работе (того же периода) В. П. Ключева [36], посвященной истории разработки Сураханского месторождения и его ближайшим перспективам, в части, затрагивающей разработку подкирмакинского горизонта, говорится, во-первых, о необходимости подразделения этого мощного горизонта (80—90 м) на отдельные объекты

54

Глава II

разработки и, во-вторых, о необходимости увеличения расстояний между скважинами. В 1939 г. вступило в эксшюатацию нефтяное месторождение Чахнагляр на Апшеронском полуострове. Здесь впервые в Бакинском районе пришлось столкнуться с разработкой нефтяной залежи стратиграфического типа, выклинивающейся в северо-западном направлении. Глубины скважин основного подкирмакинского горизонта колеблются в пределах от 1175 м для верхнего ряда скважин до 1500 м для скважин нижнего ряда, ближайшего к контуру нефтеносности. Нефтяная залежь имела отчетливо выраженный водонапорный режим, в то время как скважины верхнего ряда работали при режиме растворенного газа. Происходило это потому, что приток нефти к забоям таких скзажин был затруднен перехватом напора и значительного количества нефти вторым и третьим рядами скважин. Поэтому фонтанирование скважин, расположенных в повышенной зоне пласта, было обусловлено работой бурно расширяющегося газа, М. Ф. Мирчинк [52], занимавшийся в 1940 г. вопросами разработки Чахнагляра, считает, что подобный режим работы скважин верхнего ряда с точки зрения сохранения пластовой энергии не может быть признай нормальным, а эксплоатация таких скважин — рациональной. «Учитывая, что залежь в подкирмакинской свите (ПК) Чахнагляра имеет водонапорный режим и сама по себе имеет форму удлиненной в общем направлении СВ-ЮВ полосы шириной до 900 м, применение обычной системы разработки, предусматривающей расположение скважин по треугольной сетке, было бы неправильным и могло бы привести только к проведению значительного количества лишних скважин. Залежь нефти, подобную чахнаглярской, следует разрабатывать одним-двумн, в крайнем случае тремя продольными рядами скважин, заданными на расстоянии 200 м друг от. друга. Во избежание дегазации пласта и нерациональной зксплоатации скважин с высоким газовым фактором в верхней части залежи должна быть оставлена свободная полоса шириной 250—300 м. Также и в нижней части залежи от нижнего ряда скважин должна быть оставлена нетронутой полоса шириной 300—350 м до контура нефтеносности во избежание быстрого обводнения крайних скважин наступающими контурными водами. Ввиду того, что мощность свиты ПК в насыщенной нефтью части достигает 45—50 ж и в разрезе свиты намечается выделение до трех отдельных песчаных пачек, скважины в отдельных рядах следует проводить на различные объекты в установленном порядке очередности». Предположение это было сделано тогда, когда на Чахнагляре эксплоатировалось всего 12 скважин. Следует подчеркнуть в данном случае постановку вопроса о необходимости отказа от обычной «стандартной» треугольной сетки и перехода на размещение скважин рядами, что совпало с предложением В, Яковлева, обоснованным им гидродинамически в том же году [147]. Произведенный П. И. Никитиным в 1941 г. [55] анализ разработки Чахнагляра подтвердил целесообразность разрежения сетки. Было установлено, что режим залежи в основном — водонапорный, с очень медленно падающим пластовым давлением и наличием зоны (в повышенной части залежи), в пределах которой скважины работают в условиях газового режима; однако эта зона имеет подчиненное значение. Темп прироста суммарной добычи пласта в единицу времени резко уменьшается с уменьшением свободной площади, приходящейся в среднем на одну скважину. По мнению автора, рациональным пределом уплотнения скважин для подкирмакинского горизонта в Чахнагляре при уело-

Анализ теоретических исследований и практики разработки

55

аии размещения скважин по треугольной сетке следует принять 8—9 га на скважину, что составляет расстояние между ними 320—340 м вместо применявшихся 200 м. И. Ф. Корнеенков в опубликованной в 1939 г. работе [39] предлагает при разработке нефтяных залежей сохранять пластовые давления, т. е. применять методы поддержания давления. В 1940 г. [40] в результате изучения некоторых месторождений СССР им же был поставлен вопрос об изменении методики размещения скважин с целью сокращения бурения лишних скважин. И. Ф. Корнеенков сделал даже подсчет, что на бурение таких «лишних» скважин только за 1939 г. было затрачено 350—400 млн. руб. Этот подсчет, хотя он и сильно завышен, все же обращает внимание на важность затронутой проблемы. К сожалению, названный исследователь не объясняет, каким методом им рассчитана эта цифра. Для характеристики дискуссии по вопросу о расстояниях между скважинами и их размещении следует остановиться на истории разработки Краснокамского нефтяного месторождения в Молотовском Прикамье. Объектом разработки является так называемая свита А, стратиграфически располагающаяся в низах среднего и в самых верхах нижнего карбона. Разработка производилась по треугольной сетке с расстоянием между скважинами 250 м. В начале 1939 г. в Краснокамске состоялось специальное совещание для обсуждения вопросов, связанных с разработкой. На этом совещании определились весьма большие расхождения. В частности, Нефтяной геолого-разведочный институт в лице В. Я. Аерова предлагал уплотнить сетку скважин до 125 м, а И. Ф. Корнеенков, наоборот, защищал точку зрения о рациональности разработки свиты А кольцевыми рядами, расположенными параллельно изогипсам поверхности пласта, с расстояниями между скважинами 500 м и между рядами — 400 м. В. Я- Авров исходил из концепции газового режима залежи и из неверных механистических положений В. В. Билибина, нами уже ранее рассмотренных. И. Ф. Корнеенков базировался на представлении о существовании в свите А водонапорного режима. На совещании предложение бригады НГРИ (В. Я. Аврова) было категорически отвергнуто, оставлена в силе прежняя система разработки, но тресту Прикамнефть было предложено в опытном порядке пробурить несколько скважин с удвоенным расстоянием между ними. Характерно, что в следующем, 1940 г., другая бригада Нефтяного геолого-разведочного института, работавшая под руководством G. Ш. Михалевича при консультации Н. Т. Линдтропа, пришла к совершенно иным выводам, нежели бригада В. Я. Аврова. Анализируя карту изобар, бригада пришла к заключению о взаимовлиянии между скважинами при расстоянии 250 м, начинающемся на второй и третий годы их эксплоатации. Такое же явление было установлено на основе карты условных площадей извлеченной нефти, на которой во многих случаях эти площади (на 1/Х 1940 г.) перекрываются или близко подходят друг к другу. Расчет площадей дренирования, произведенный по расходу газа на количество добытой нефти, показал, что расстояния между скважинами в 250 м недостаточны и могут быть увеличены. Ввиду отсутствия данных, по которым можно было бы математически доказать целесообразность выбора той или иной величины рзсстоятш между скважинами, бригада остановилась на решении удвоения площади, приходящейся на одну скважину, а именно на 10,6 га, что еоот-

56

Глава II

ветствует расстоянию 350 м. При сетке 350 м скважины должны вступать в эксплоатацию с пластовым давлением на 3 ат больше, чем прл сетке 250 м, за счет чего добыча первого года каждой скважины возрастает на 350—400 т. Суммарная добыча каждой скважины возрастет с 18 000 до 33 320 т. Увеличение расстояния между скважинами ускорит темп разбуривания и освоения залежи, что очень важно. Что же касается возможной потери в суммарной добыче на единицу площади, то таковая может быть компенсирована применением вторичных методов (закачка газа). Опыт проводки и эксплоатации скважин по разреженной сетке на свиту А (при расстоянии 430 м)ь произведенный в 1940 г., дал положительные результаты, и в конце 1941 г. было окончательна решено перейти на менее уплотненную сетку разработки. Подробный анализ разработки песчаных пластов угленосной овиты Сызранского нефтяного месторождения приводится в работе 1941 г. В, Г. Васильева, Л, П. Задова и С. Н. Шаньгина [29]. В этой работе обоснованно доказывается наличие в разрабатываемой залежи условий водонапорного режима и разбирается поведение пласта в процессе эксплоатации пласта при размещении скважин по треугольной сетке с расстояниями между скважинами 250 м. В 1941—1943 гг. эмбенской экспедицией Всесоюзного нефтяного исследовательского института была подвергнута детальному анализу разработка нефтяных месторождений Эмбенской нефтеносной провинции. Работа велась под руководством С. Н. Шаньгина [68]. В отчете экспедиции говорится, что для подавляющего большинства эксплоатационных горизонтов всех промыслов уплотнение сетки скзажин составляет 1 га на скважину по треугольной сетке. «Подобное стандартное размещение скважин не может быть признано рациональным, так как оно должно отвечать наличию на всех промыслах одного только режима — газокапиллярного, с весьма ограниченным радиусом действия. Такая расстановка скважин для горизонтов с водонапорным режимом, при котором радиус действия скважин гораздо больше принятых расстояний, а теоретически вообще не ограничен, явно ведет к бурению большого количества излишних скважин, без которых можно было бы получить в тот же срок почти такое же количество нефти» [68]. Для иллюстрации подобного положения детально проанализирована разработка юго-восточного участка месторождения Байчунас. Все пять пластов этого участка работают в условиях водонапорного режима. Насчитывается 20 лишних скважин. Только для одного из горизонтов (П-в) из 31 пробуренной скважины 14 являются лишними. Если бы они были пробурены на других участках Байчунаса, то за то же время они дали бы нефти на 30% больше. Кроме того разрежение сетки почти вдвое (17 вместо 31) должно было бы благоприятно отразиться на величине интерференции и дать значительный прирост добычи. Подобные же результаты были получены при анализе других месторождений. С. Н. Шаньгин произвел схематический подсчет «потерь» добычи нефти, которые понесла эмбенская нефтяная промышленность в результате переуплотнения сетки скважин. «Если бы все излишне пробуренные скважины были направлены на поиски и разбуривание новых месторождений, то кривая добычи не имела бы «провалов» (1931—-1935 гг., 1940 г., 1942 г.) и общая добыча нефти на Эмбе возросла бы на 50%» [68]. «Основной ошибкой следует считать пренебрежение геологиче-

Анализ теоретических исследований и практики разработки

57

скнми факторами рациональной разработки и неправильную исходную точку экономических расчетов, ограниченную масштабами и рамками вромысла» [68]. В качестве основного принципа системы рациональной разработки вновь вступающих в эксплоатацию нефтяных месторождений Эмбенского района следует принять значительное увеличение расстояний между скважинами, особенно при водонапорном режиме пластов. Конкретно по новому месторождению Нармунданак С. Н. Шаньгин предложил вести бурение с уплотнением б га на одну скважину [68], В 1946 г. была опубликована работа проф. М. А. Жданова Г31], в которой на примере XIII пласта Октябрьского месторождения автор пытается разрешить ряд вопросов, связанных с разработкой такого типа пластов. Поскольку, с одной стороны, зта недавно опубликованная работа до сих пор не обсуждалась на страницах печати, а с другой стороны, некоторые идеи и методы автора как руководителя кафедры разведки и разработки нефтяных месторождений Московского нефтяного института получают ныне широкое распространение, остановимся на разборе этой работы более детально. В основном работа посвящена определению зависимости между текущим отбором и средним пластовым давлением. Среднее пластовое давление определялось на разные даты по картам изобар как средневзвешенное по площади. Подученная автором зависимость имеет вид: Р = 59,46 ~0,С032885 Q,

(2,3.1)

где Я —среднее пластовое дзвление, am; О — отбор жидкости из пласта, тыс. м3/год. В условиях, характерных для XIII пласта как резервуара, обладающего большим объемом, в котором упругие свойства жидкости и пласта обязательно должны проявляться, построенная автором зависимость, типичная для установившихся процессов в пласте, не будет верна, ибо Р должно зависеть не только от Q, но и от t (времени). Также несостоятельным оказывается метод использования полученной зависимости. Автор использует эту зависимость для определения запасов нефти, определения этажа нефтеносности и решения вопроса о рациональном числе скважин. Разберем каждый вопрос в отдельности. I. Первоначальные з а п а с ы н е ф т и автор предлагает определять, исходя из следующих рассуждений. Если в уравнении (2. 3. 1) положить Р = О, то соответствующее значение

=

=

и будет поедставлять собою величину запасов нефти. В этом случае размерность запасов, по автору, выражается в виде у Зависимость, выраженная уравнением (2.3.1) и построенная на осясре данных за ряд лет, в течение которых контур нефтеносности перемещался и остающиеся запасы нефти в пласте уменьшались, ни в какой мере не связана с запасами нефти и ничего общего с ними не имеет. Величина Q при Р = 0 дает значение годового потенциала залежи (что отмечает и автор), но ни в коем случае не начальных запасов нефти. Случайное совпадение цифр годового потенциала и начальных запасов нефти, повидимому, и смутило автора, но одного совпадения

58

Глава II

этих цифр недостаточно, чтобы утверждать, что таким путем можно определить запасы нефти. Метод подсчета запасов на основе уравнения (2. 3. 1) предлагается автором по явному недоразумению и должен быть категорически отвергнут. 2. Определение в ы с о т ы э т а ж а н е ф т е н о с н о с т и производится по давлению на контуре нефтеносности и среднему начальному давлению, которое автор определяет из уравнения (2. 3. i) при Q — б Это давление согласно уравнению (2.3,1) может быть не только начальным, но и в любое время разработки при отсутствии отбора жидкости из пласта, что в действительности наблюдаться не будет вследствие упругого режима и связанного с ним запаздывания в перераспределении пластового'давления. Ориентировка автора на определение этажа нефтеносности по предлагаемому им способу неверна, так как этот вопрос обязательно должен быть разрешен и практически разрешается значительно раньше, в период разведки и оконтуривания пласта. Таким образом, второй вопрос не имеет и не должен иметь практического значения. 3. Вопрос о р а ц и о н а л ь н о м ч и с л е с к в а ж и н автор разрешает следующим образом. Вначале автор по фактическим данным устанавливает зависимость между числом скважин и текущим отбором жидкости из пласта, Этгг зависимость получается в виде )g п = 0,1816 + 0,0004226 q,

(2,3.2)

где п— число скважин; z = 26,16 — 0,4419 Р. Затем, пользуясь тем же уравнением (2.3.1) Р =- 59,46 — 0,0032885 Q, автор в таблице выражает числовую связь между числом скважин и текущим отбором из пласта. Таким образом, автор вначале выражает

Анализ теоретических исследований и практики разработки

59

в уравнении (2. 3. 2) q через Р, а затем это же самое Р — через q, пользуясь для этого одним и тем же уравнением (2. 3. 1), и в результате возвращается к исходной зависимости n = f(q). Такое искусственное введение зависимости между давлением и отбором сделано автором, повндимому, тоже по недоразумению. Все табличные данные о текущем отборе при том или ином числе скважин можно было бы получить сразу же из уравнения (2. 3. 2): \g п = 0,1816 4- 0,0004226 q. Рассматривая полученную зависимость между числом скважин и текущим отбором, аатор умозрительно приходит к выводу, что для разработки XIII пласта достаточно было бы вместо фактически пробуренных 110 скважин пробурить 30 скважин. К тому же, по существу, выводу, анализируя разработку этого же пласта, пришел С. Н. Щаньгин еще в 1932 г. [67]. Вообще же зависимость между п и q для нахождения рационального числа скважин и их размещения на площади применялась и применяется, но метод установления этой зависимости, используемый автором, исключает возможность ее применения для разрешения поставленной задачи. Во-первых, этот метод требует фактических данных о добыче по большому числу скважин» т. е. наличия числа скважин, близкого к искомому. Во-вторых, этот метод не может разрешить вопрос рациональной схемы размещения скаажин, так как полученные данные могут характеризовать лишь одну, фактически уже осуществленную схему расположения скважин, Иная расстановка скважин даст иную динамику давлений, т. е. совершенна другие исходные данные и зависимости. Наконец, разрешение вопроса только на основе рассмотрения зависимости n~f (Q) без экономического анализа не может быть полноценным. Таким образом, предполагаемые автором направление и методы оказываются совершенно несостоятельными для решения проблемы рационального размещения скважин. Во введении к своей работе проф. М. А. Жданов противопоставляет свой метод решения вопроса о размещении скважин, основанный на использовании зависимости между средним пластовым давлением и текущим отбором жидкости из пласта, применению для решения этого же вопроса гидродинамического анализа. Основным недостатком гидродинамического анализа, по мнению автора, является то, что при этом анализе приходится пользоваться средними параметрами, характеризующими условия движения флюидов в пористой среде. При значительной литологической изменчивости нефтесодержащих пород и при непостоянстве мощности пластов «вывод каких-то средних показателей. . . становится невозможным» [31]. В основной зависимости автора P = f(Q), поскольку он берет при ее построении данные по всем скважинам, все параметры тоже осреднены. Но если можно осреднять константы пласта — проницаемость, пористость, т. е. природные факторы, не зависящие от системы разработки, то совершенно недопустимо брать, как это делает автор, средние пластовые давления, зависящие от данного размещения скважин и выявляемые при разработке и после нее. Кроме того осреднение в неявной форме и основных показателей коллекторских свойств пород, как это делает автор в своих зависимостях, не позволяет учесть влияние на размещение скважин изменения их по площади залежи, в то время как гидродинамический анализ предусматривает такого рода коррективы.

60

Глава II

Но, как показал приведенный выше разбор работы, выведенная авторам зависимость Р = f (Q) вообще не имеет никакого отношения к проблеме размещения скважин. По научному уровню и с методической точки зрения работу автора, как игнорирующую последние достижения теории и практики в области познания природы нефтяной залежи и процессов, происходящих в пласте при его разработке, можно отнести к работам раннего периода исследования проблемы. Так же бездоказательно отвергает значение подземной гидродинамики в решении вопроса о рациональных расстояниях между скважинами и И. Н. Стрижов в своей работе «Добыча газа», опубликованной в 1946 г. [62]. При этом проф. И. Н. Стрижов, также пренебрегая успехами советской науки и практики разработки, рекламирует опыт США, излагая без всякой критики принципы и практику размещения скважин на американских промыслах. Основные пороки главы книги проф. И. Н. Стрижова, посвященной проблеме разработки газовых месторождений, заключаются в отрицании значения гидродинамики и комплексного решения проблемы, в безоговорочной рекомендации опыта США для разработки наших газовых месторождений, при забвении принципиального различи! между двумя экономическими системами. Такова первая и обширная группа исследований, посвященных вопросам рациональной разработки нефтяных залежей и в первую очередь вопросам определения расстояний между скважинами и их размещения. Все они основываются на анализе прошлой эксплоатаиии тех или иных нефтеносных пластов, по своему построению и содержанию включают проработку весьма обширных геолого-промысловых и отчасти экономических данных и обобщают накопленный опыт в области разработки. Общие недостатки этой группы исследований заключаются в следующем. а) Проблема рассматривается главным образом при помощи геологического анализа промысловых данных, без непосредственного привлечения к нему гидродинамических методов. Влияние исследований в области подземной нефтяной гидродинамики, несомненно, уже сказывается на решении отдельных задач разработки, хотя количественная гидродинамическая оценка еще отсутствует, а многие положения гидродинамики часто извращаются или применяются неправильно. б) Недостаточно использованы экономические методы решения проблемы: отсутствие их в одних работах, неверное толкование экономической эффективности в других. в) Отсутствуют всесторонние комплексные обоснования более р е д к и х сеток скважин, хотя рекомендация их авторами вызвана совершенно правильной оценкой практики излишнего переуплотнения многих пластов скважинами. Однако следует предостеречь от признания всякой редкой сетки рациональной. Редкая сетка — не признак рацисналыюстя. Само понятие редкой сетки—относительное, возникшее исторически при сравнении со старыми действующими в ряде районов излишне плотными сетками скважин. Вторая группа исследований посвящена попыткам разрешить вопрос о выборе наивыгоднейшего расстояния между скважин а ми при разработке нефтяного пласта, пользуясь исключительно законами гидродинамики. К таким работам относятся проведенные в 1935 г. В. Яковлевым исследования о волюметрическом режиме и законах фильтрации жидкости через горные породы [145], о законах волюмет-

Анализ теоретических исследований и практики разработки

61

рического режима [146] (1936 г.) и о размещении скважин при водонапорных режимах [147] (1940 г.). В последней из этих работ, имеющей непосредственное отношение к проблеме размещения скважин» В. Яковлев защищает положение, о котором мы упоминали выше» — о необходимости размещения скважин в зависимости от конфигурации структуры и самой залежи или продольными (вдоль оси складки) или кольцевыми рядами (параллельно контуру нефтеносности). Большое влияние на развитие знаний в области разработки нефтяных залежей оказала работа В. Н. Щелкачева и Г. Б. Пыхачева [140] (1939 г.), посвященная вопросам интерференции скважин и теория пластовых водонапорных систем. Проф. В. Н. Щелкачев [141] (1940 г.), теоретически обосновавший закономерности интерференции при разработке нефтяных пластов с водонапорным режимом, дал аналитические формулы для определения дебита скважин при различных случаях размещения скважин. Действительно, явление интерференции скважин и пропускная способность нефтяного пласта являются важнейшими факторами для решения задачи размещения скважин и определения расстояния между ними. Учет этих факторов, несомненно, позволит избежать переуплотнения пластов скважинами, когда ввод новых скважин в эксшюатацию не будет практически оказывать никакого влияния на прирост текущей суммарной добычи пласта. В. Н. Щелкачев вывел свои формулы для следующих условий: 1) режим пласта — водонапорный; мощность и проницаемость его приблизительно одинаковы по всем направлениям; 2) жидкость (нефть или вода), заполняющая пласт, — мертвая или газированная, но газ в процессе эксшюатации не выделяется из раствора; 3) движение жидкости в пласте подчиняется закону Дарси, т. е. условиям ламинарной фильтрации. Аналитические формулы В, Н. Щелкачева были проверены на экспериментальной установке пласта-резервуара в АзНИИ для всех простей ших случаев размещения скважин. Степень точности оказалась высокая, отклонения — в пределах 5 %. В своих работах В. Н. Щелкачев решает задачу, принимая определенную расстановку скважин на пластах как исходное условие расчета, показывает последствия такой расстановки при различных условиях разработки. Далее, пользуясь своими выводами из анализа заданной расстановки скважин, он рекомендует, не выходя из рамок гидродинамики, то или иное размещение скважин. Третья группа исследований относится к категории экспериментальных лабораторных работ. К сожалению, она очень немногочисленна. Следует остановиться на исследованиях, проводившихся В. М. Барышевым, А. Н. Снарским и М. К. Мамедовым [24, 601 в Азербайджанском нефтяном исследовательском институте в 1938— 1942 гг. Исследования производились с моделями песчаных пластов, по структуре и коллекторским свойствам максимально приближающимся к естественным условиям. Первый этап охватывает различные опыты с негазированной жидкостью (водой). В результате были выявлены различные закономерности в отношении интерференции и взаимного влияния как отдельных скважин друг на друга, так и целых групп. О системе размещения скважин по пласту и необходимом количестве эксплоатирующихся скважин (т. е. по вопросу о расстояниях между ними) был получен весьма интересный и ценный материал.

62

Глава II

j . Было доказано, что при проводке достаточного количества скважин, расположенных кольцом по любой горизонтали изогнутой поверхности пласта, при данном противодавлении эти скважины полностью перехватывают весь приток жидкости (воды), поступающей из приконтурной зоны пласта. Ввод новых скважин, расположенных в присводовой части структуры, не увеличивает суммарной добычи пласта. 2. Для пластов с водонапорным режимом было доказано, что, пробурив определенное число скважин, можно достигнуть такого уплотнения сетки, при котором вновь вводимые скважины при поддержании постоянного противодавления не будут оказывать никакого влияния на прирост текущей суммарной добычи из пласта. Наоборот, при создании в них большой депрессии они могут вывести из эксплоатации работающие скважины. Первое заключение имеет существенно важное значение при размещении скважин на поверхности пласта с водонапорным режимом в процессе его разработки, второе имеет непосредственное отношение к вопросу рациональности применяемых расстояний между скважинами. Второй этап исследований охватил опыты по определению пропускной способности пласта-резервуара при газоводяной смеси. В качестве газированной жидкости применялась вода, насыщенная углекислотой. В результате исследований было установлено: 1. При наличии газированной жидкости дебит скважин был во всех случаях несколько меньше, чем дебит при жидкости, лишенной газа. С увеличением давления отношение величин дебита жидкости без газа к величине дебита газированной жидкости уменьшалось. 2. При наличии газированной жидкости и установившемся характере потока (в залежах с водонапорным режимом, имеющих большой газовый фактор) кривая «дебит — время» будет иметь прямолинейную зависимость. Стало быть, выводы, полученные при исследовании с негазироваяной жидкостью, можно перенести на эксперименты с газированной жидкостью при условии постоянства характера движения потока и неизменности газового фактора. 3. При большом уплотнении сетки скважин весь поток газированной жидкости может быть перехвачен или кольцом скважин, или сеткой скважин, расположенных в крыльевой зоне пласта. Скважины присводовой зоны вследствие перехвата напора контура и создавшейся там депрессии будут работать с пониженными дебита ми частично под воздействием выходящего из растворенного состояния газа; такие скважины будут работать при режиме растворенного газа. 4. При производстве большинства опытов в приподнятой части залежи (на своде) имело место образование газовых шапок; происходило это вследствие: а) выделения растворенного газа из-за резкого падения давления в присводовой зоне пласта в результате перехвата напора контурных вод скважинами, расположенными ниже по структуре, и б) стремления выделившегося из жидкости газа при движении по пласту к частичному проскальзыванию в наиболее приподнятую часть структуры. 5. Дебит скважин в аналогичных условиях ниже при газированной жидкости, чем при негазированной. Далее были исследованы влияния газовой шапки на работу скважин при постоянном напоре контурных вод (А. Н. Снарский) л падающем их напоре (А. Н. Снарский и В. М. Барышев). Из этих опытов был сделан основной вывод, что газовая шапка, расширяясь, активно

Анализ теоретических исследований и практики разработки

63

продвигает жидкость к забоям скважин, т. е. совершает полезную работу". Вполне очевидно значение приведенных выводов, сделанных на основе экспериментальных исследований в АзНИИ, для решения задач о расстояниях между скважинами и их размещении. В качестве общего правила выявлена необходимость более широкого размещения скважин (чем это было ранее) при разработке нефтяных пластов с водонапорным режимом для возможности эксплоатировать их при наиболее низких значениях газового фактора и при сохранении постоянной его величины во времени. Также исключается необходимость разработки присводовых, повышенных зон пластов во избежание искусственного создания там газовой шапки и вообще дегазации пластов. Анализ второй и третьей групп исследований показывает большую ценность их с точки зрения понимания физической стороны проблемы разработки. Вместе с тем сама постановка задачи и метода этих исследований за редкими исключениями (например, в работе проф. В. Н. Щелкачева [142] при решении вопроса о размещении скважин на узком овале) была ограничена заданными условиями разработки (заданное число скважин и порядок их расстановки), а не направлялась гидродинамическим расчетом на нахождение наилучшего размещения скважин при их различных количествах на залежи. Нахождение же рационального числа скважин на залежи, естественно, не могло быть определено только методами гидродинамики, хотя и базирующимися на геологопромысловом материале. Эта задача могла быть решена с исчерпывающей полнотой только как комплексная с привлечением к ее решению отраслевой экономики. Вот почему теоретические исследования и проектные работы Бюро разработки нефтяных месторождений при Московском нефтяном институте им. акад. И. М. Губкина, проведенные в 1941—1947 гг. (частично обобщенные в данном труде), были направлены по пути создания теории разработки и методов проектирования, основывающихся на комплексном принципе решения проблемы. Несмотря на разобранные выше недостатки систем, применявшихся при разработке некоторых нефтяных залежей, разработка пластов на нефтяных месторождениях СССР, осуществляемая в социалистических условиях развития на основе плановых принципов ведения хозяйства, при отсутствии конкуренции и кризисов, дала огромный эффект в добыче нефти. Как известно, добыча нефти в СССР за 1913—1940 гг. возросла более чем в 3 раза. Научные исследования проблемы в СССР получили неограниченные возможности. Они опираются на полное совпадение интересов научного и экономического развития. Именно этим прежде всего и обеспечивается комплексность решения проблемы разработки как в области теории, так и в промысловой практике.

ГЛАВА Ш

ПРИНЦИПЫ И МЕТОДЫ КОМПЛЕКСНОГО РЕШЕНИЯ ПРОБЛЕМЫ РАЗРАБОТКИ § L КРИТЕРИЙ РАЦИОНАЛЬНОЙ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ

Задачей нашей нефтедобывающей промышленности является полное удовлетворение текущей и перспективной потребности народного хозяйства страны в нефти и нефтепродуктах. Как известно, нефть добывают в местах промышленного ее скопления, образующих группы нефтяных месторождений, находящихся в различных районах страны. Добытая нефть (сырая или в виде нефтепродуктов) должна быть распределена по стране в соответствии с потребностью того или иного района. Такая задача может быть решена с различной степенью экономической эффективности. Наивысшая экономическая эффективность может быть достигнута при наименьших суммарных издержках на добычу и транспорт нефти до мест ее потребления. При определенных условиях добычи и возможностях данной труппы месторождений (которые могут изменяться с развитием разведочных работ и нарастанием подготовленных фондов) и при определенной плотности потребления нефти по стране выявляется целесообразное распределение общей планируемой добычи по отдельным нефтедобывающим районам. Эта задача решается на основе экономического районирования добычи нефти [175]. Таким образом определяется размер добычи (задание) по каждой группе месторождений. Нефть по какой-либо группе месторождений можно добывать тоже с различной экономической эффективностью. Очевидно, что и в этом случае, имея группу месторождений, характеризующихся различными условиями залегания, распределять запланированную добычу нефти по отдельным залежам следует так, чтобы все издержки по добыче нефти по всему району были наименьшими (см. гл. XX). Наконец, при разработке каждой отдельной залежи должны быть предусмотрены минимальные затраты при добыче заданного по данной залежи количества нефти. Таким образом, настоящая постановка задачи предусматривает получение з а д а н н о г о о б щ е г о к о л и ч е с т в а нефти с м и н им а л ь н ы м и затратами. Но можно принять и другую постановку задачи, а именно: располагая некоторыми ресурсами в виде живого труда, оборудования.

Принципы и методы комплексного решения проблемы разработки

65

материалов и т. д., их нужио использовать таким образом, чтобы в результате мы получили возможно большее количество нефти. При такой постановке вопроса распределение ресурсов по районам и отдельным залежам должно быть произведено с таким расчетом, чтобы эффективность использования ресурсов была наивысшей, т. е. чтобы с у м м а р н а я т е к у щ а я д о б ы ч а н е ф т и была максимальной. В этом случае разработку отдельной залежи следует вести по такой системе, которая при приходящихся на долю залежи ресурсах дала бы н а и в ы с ш у ю т е к у щ у ю д о б ы чу н е ф т и . Таким образом, при той или иной постановке вопроса должна быть принята такая система разработки отдельной залежи, которая обеспечила бы минимальные издержки (по месторождению или району) на единицу количества добываемой нефти. Размер добычи по залежи в конечном счете определяется либо заданием (на отрасль, район, залежь), либо наличными или перспективными ресурсами. Технико-экономические показатели разработки залежи, кроме системы расположения скважин, их числа и режима работы, предопределяются естественными условиями залегания нефти. Путем нагнетания в пласт веды или газа эти естественные условия в отношении баланса пластовой энергии и характера ее проявления могут быть изменены в желательном направлении. При установлении системы разработки залежи, обеспечивающей минимальные затраты на единицу добываемой нефти, должна быть выявлена целесообразность применения нагнетания воды или газа в пласт, и при положительном результате установление системы должно быть произведено с учетом инжекции в пласт того или иного количества рабочего агента. Таким образом, понятие системы разработки, как уже указывалось ранее, включает в себя совокупность всех мероприятий, применяемых для извлечения нефти из пласта в скважины. На экономические показатели разработки оказывают влияние затраты, связанные с извлечением нефти из пласта на дневную поверхность. Эти затраты, отнесенные на единицу добытой нефти, зависят от числа скважин в сетке разработки, способа эксплоатации и размера дебита скважин, связанного со сроком разработки. Таким образом, очевидна взаимосвязь между системой разработки и затратами на добычу нефти. При заданной добыче нефти по залежи или при заданных для разработки залежи ресурсах только одна какая-то система может гарантировать минимальные затраты на единицу добычи нефти. Весьма важным показателем, характеризующим рациональность системы разработки, является степень использования естественных богатств залежи, т. е. величина конечной отдачи нефти пластом. В прежней постановке решения проблемы часто критерием рациональной системы разработки являлась именно величина коэфициента отдачи нефти пластом. Конечная величина отдачи нефтяного пласта, кроме целого ряда факторов и, в частности, системы разработки, зависит от основного режима пласта. Поэтому рассмотрим этот вопрос отдельно для различных режимов. До сих пор не существует общей точки зрения относительно влияния уплстнения скважин на величину коэфициента отдачи пластом нефти в условиях режима растворенного газа. Большинство исследователей

66

Глава III

считает, что теоретически в условиях режима растворенного газа коэфициент отдачи нефти пластом не зависит от расстояния между скважинами; практически же (ввиду конечного минимального дебита скважин) некоторое увеличение коэфициента наблюдается при большем уплотнении скважинами, но это увеличение отдачи весьма мало и не может приниматься в расчет. Промысловые наблюдения, проведенные на различных месторождениях, сходные по геолого-эксплоатационным условиям, показали отсутствие зависимости величины коэфициента отдачи от степени уплотнения. Такого же рода наблюдения, проведенные по одному и тому же пласту, показывают увеличение отдачи на участках с большей степенью уплотнения сетки скважинами, но это обстоятельство объясняется региональным перемещением нефти из части пласта с большим давлением, где скважины расположены на больших расстояниях, в части с меньшим давлением, разбуренные с большей степенью уплотнения. Лабораторное и теоретическое изучение этого вопроса показывает* что коэфициент отдачи зависит не от степени уплотнения, а от вяз кости нефти, растворимости газа, отношения начального и конечного давления в пласте и т. д. Как уже отмечалось, абсолютная величина коэфициента отдачи нефти пластом, работающим при режиме растворенного газа, значительно ниже, чем при напорных режимах. Поэтому с самого начала разработки такого пласта в ряде случаев целесообразно переводить его путем нагнетания в пласт воды или газа на напорный режим, при котором величина отдачи и влияние на нее системы разработки будут уже иными. При напорных режимах величина коэфициента отдачи нефти пластом будет зависеть от полноты вытеснения из пласта нефти водой или газом. Для получения лучшего конечного коэфициента отдачи применяемая система разработки залежи должна обеспечить возможно более полное вытеснение из пласта нефти. Для этого необходимо, чтобы размещение скважин на структуре и режим их работы обеспечивали равномерное перемещение контактов нефть-вода и нефть-газ по всей залежи. Кроме того часть скважин следует расположить в той части структуры, куда в конечном счете будет оттеснена нефть. Следовательно^ располагая при напорном режиме то или иное число скважин на структуре, но каждый раз по определенной схеме, удовлетворяющей поставленным требованиям, мы будем иметь возможно более высокий и не зависящий от числа скважин коэфициент отдачи нефти пластом. Строго говоря, коэфициент отдачи будет зависеть от расстояний между скважинами в последнем ряду, так как размер остающихся при этом целиков нефти между скважинами будет различным. Но незначительный, как правило, размер оставшихся целиков по отношению к начальной площади нефтеносности не внесет особых изменений в коэфициент отдачи при различных расстояниях между скважинами. Кроме того применение специальных режимов эксплоатации последней группы скважин и форсированного отбора из них жидкости будет способствовать возможно более полному отбору нефти из пласта при различных расстояниях между скважинами. Таким образом, прежний критерий установления расстояний между скважинами по коэфициенту отдачи не может быть признан состоятельным. Абсолютная величина отдачи, неизменная для данного пласта и принятого режима, будет отражаться на технических и экономических показателях разработки; следовательно, как увидим дальше, величина

Принципы и методы комплексного решения проблемы разработки

67

отдачи нефти пластом окажет влияние на окончательный выбор варианта системы разработки. Это обстоятельство особенно резко может сказаться при добавлении к естественной пластовой энергии энергии извне, когда естественный режим пласта может измениться и когда вследствие этого резко изменится абсолютная величина коэфидиента отдачи. В ряде случаев критерием рационального размещения скважин считалось отсутствие или слабое взаимодействие между скважинами. Как известно, взаимодействие скважин в той или иной степени проявляется всегда. Допустимая степень взаимодействия зависит от абсолютных значений снижения средних дебитоз скважин или времени их эксплоатации, и ее следует устанавливать на основе экономических исследований. Следовательно, и второй критерий — отсутствие или слабое взаимодействие скважин—без количественной оценки и соответствующих экономических исследований нельзя считать состоятельным. Итак, в социалистических условиях рациональной системой разработки отдельной залежи при заданной добыче или заданных ресурсах следует признать такую систему, которая обеспечивает минимальные народнохозяйственные издержки на единицу добываемой нефти при возможно более полном использовании промышленных запасов нефти в залежи. § 2.

КОМПЛЕКСНЫЙ МЕТОД УСТАНОВЛЕНИЯ РАЦИОНАЛЬНОЙ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ

/. Этапы решения задачи. При установлении системы разработки необходимо разрешить следующие ВОПрОСЫ: 1) следует ли нагнетать в пласт воду или газ, чтобы полнее, в более короткий срок и с меньшими издержками извлечь из пласта промышленные запасы нефти; 2) какой должна быть схема расположения эксплоатационных и инжекционных скважин; 3) какое нужно число эксплоатационных и инжекционных скважии и каковы должны быть режимы их работы; 4) каким должен быть порядок разбуривания залежи. В зависимости от применения той или иной системы разработки, т. е. в зависимости от решения перечисленных вопросов, следует установить: 5) дебиты скважин и время их эксплоатации; 6) экономическую эффективность разработки залежи. Очевидно, что решение всех перечисленных вопросов должно отвечать установленному выше критерию рациональной системы разработки. В прежней постановке задача разработки практически ограничивалась решением следующих вопросов: 1) определением расстояний между скважинами (обычно принималась равномерная сетка скважин); 2) установлением порядка разбуривания; 3) выявлением предполагаемых дебитов скважин. Отсюда следует, что в отношении рассматриваемых вопросов наша постановка задачи значительно полнее прежней. Поставленная задача не может быть решена непосредственно, т. е. не существует метода решения, который прямо бы давал ответ, что при заданной добыче (по залежи) или при заданных ресурсах

68

Глава III

наименьшие затраты (по месторождению или району) на единицу добытой нефти будут достигнуты при таком-то числе скважин, расположенных по такой-то схеме, и т. д. Поэтому задачу приходится решать путем подбора такого варианта системы разработки, который отвечал бы поставленным ранее требованиям и, следовательно, являлся бы вариантом рациональной системы разработки. Исходя из этой предпосылки, решение задачи установления рациональной системы разработки следует разбить на следующие последовательно прорабатываемые вопросы: а) определение исходных физико-геологических данных; б) установление геолого-технических показателей при той или иной системе разработки пласта; в) оценка экономической эффективности различных вариантов разработки; г) на основе сопоставления геолого-технических и экономических показателей выбор рационального варианта разработки. Определять геолого-технические показатели разработки (дебиты нефти и газа, изменение их во времени, срок эксшгоатации скважин и т. д.) можно различными методами. До последнего времени пользовались исключительно так называемыми геологическими методами. Определение геолого-технических показателей разработки геологическими методами основано на статистическом изучении поведения пласта и скважин при их эксплоатации по данным ранее пробуренных и уже эксшюатирующихся скважин. Геолого-тсхничсские показатели, установленные статистическими методами, представляют собою непосредственные, зависимости изменения дебитов и давлений от степени уплотнения скважин, от разновременного ввода скважин в эксплоатацию, от числа скважин и т. д. Полученные зависимости в виде графиков или уравнений, хотя и отображают физические явления, происходящие в пласте при изучаемых условиях эксплоатации, все же имеют чисто эмпирический характер и потому не могут быть экстраполированы. Для того чтобы располагать надежной зависимостью изменения величин дебитов или давлений, нужно проведение наблюдений по значительному количеству пробуренных скважин и притом в течение сравнительно длительного времени их эксплоатации. Таким образом, зависимости, полученные статистическими методами, не могут быть использованы для своевременного проектирования разработки пласта. В пластах с напорными режимами изменение дебитов скважин я давлений, кроме всего прочего, зависит от положения скважин относительно друг друга и относительно водонефтяного и газонефтяного контактов. Поэтому полученные статистические зависимости могут быть распространены лишь для той схемы расположения скважин, которая фактически уже осуществлена. Наконец, изменение дебитов и давлений при этих режимах находится в тесной связи с перемещением контактов; существующие статистические методы не учитывают изменений, связанных с перемещением контактов. Распространять геолого-технические показатели, полученные геологическими методами по одному объекту, на другой, хотя и аналогичный, нельзя, так как, во-первых, вряд ли возможно встретить два одинаковых месторождения, а во-вторых, показатели, полученные на основании данных прошлой эксплоатации, будут характеризовать только ту систему, которая применялась на изучаемом объекте. Таким образом, геологические методы не могут своевременно и обоснованно установить показатели иной, лучшей системы разра-

Принципы и методы комплексного решения проблемы разработки

69

ботки, — они могут лишь фиксировать результаты осуществленной системы разработки. Единственным методом определения геолого-технических показателей возможных систем разработок, варьирующих в широких пределах (что необходимо для выбора рациональной системы) по данным, полученным на основании разведки и опробования небольшого числа скважин (что неизбежно прр своевременном проектировании системы), является метод, основанный на законах движения флюидов в пористой среде при тех конкретных условиях, которые присущи данному месторождению как при использовании только естественной энергии, так и при нагнетании в пласт воды или газа. Геолого-технические показатели разработки должны базироваться: а) на всестороннем геологическом изучении объекта, которое должно дать все исходные данные для дальнейшего гидродинамического расчета, а при нагнетании в пласт газа или воды — схему проведения упомянутого процесса; б) на гидродинамических расчетах по определению схемы расположения скважин, их дебитов и сроков эксшюатации. 2. Геологическое изучение пласта В результате геологического изучения объекта должны быть установлены следующие данные, характеризующие месторождение: а) геометрия пласта, т. е. его структура, мощность, расчленение пласта на отдельные пропластки, связь пропластков между собою, контуры нефтеносности; б) режим пласта, области его питания; в) начальные пластовые давления, забойные давления в эксплоатационных скважинах; допустимый отбор из них флюида; г) физические свойства породы — проницаемость, пористость, упругость, а также механический состав породы; д) физико-химические свойства флюидов — уд. вес, вязкость, упругость, состав, растворимость газа, начальная насыщенность нефти газом; е) насыщенность породы нефтью, наличие и количество погребенной воды, коэфициент отдачи при различных условиях вытеснения нефти из породы; ж) температура пласта. Полноценность решения задачи в целом находится в прямой зависимости от полноты и точности геологического изучения объекта. 3. Гидродинамические расчеты Наличие исходных геологических и физических данных, полученных на основе разведки, опробования и изучения месторождения, дает возможность произвести все необходимые гидродинамические расчеты и тем самым установить технические показатели при различных системах разработки. Можно, пользуясь теорией фильтрации или средствами электрогидродинамической аналогии [115, 129] ! , предвидеть поведение пласта при разных вариантах размещения скважин и различном числе их. Можно как бы заставить один и тот же пласт «работать», производя гидродинамические расчеты или исследуя его поведение на приборе много раз, расставляя на нем по-разному всевозможные числовые варианты скважин, — преимущество, которого мы лишены на настоящем пласте. 1

См. гл.

XV.

70

Глава III

Прежде всего в зависимости от категории режима пластов устанавливается тип схемы размещения скважин: при режимах с перемещающимися контурами для равномерного стягивания их принимается схема расположения скважин в виде рядов, параллельных перемещающимся контурам нефтеносности, при режимах же с неподвижными контурами — в виде равномерной сетки. Схема размещения скважин, т. е. положение рядов скважин на структуре, должна, с одной стороны, удовлетворить поставленному выше требованию — обеспечить наиболее полный отбор нефти из пласта, для чего последний эксплоатируемый ряд скважин должен находиться либо в наиболее возвышенной части структуры, если режим водонапорный, либо в наиболее пониженной части, если режим газонапорный, либо на линии, к которой одновременно подойдут вода и газ, если режим водои газонапорный. С другой стороны, положение рядов относительно друг друга и контуров должно при заданном числе рядов и скважин на структуре обеспечивать наименьшее время эксплоатации пласта. Затем устанавливаются возможные в данном случае варианты разработки залежи. Для этого следует задаться по крайней мере тремя различными числами рядов скважин, а для каждого числа рядов — тремя различными величинами расстояний между скважинами в рядах. В некоторых случаях для увеличения коэфициеита отдачи может оказаться целесообразным последний ряд скважин разместить с расстояниями между ними меньшими, чем в других рядах. Такая система может иметь особое значение при разработке узких залежей. Таким образом, получаются минимум девять различных вариантов расстановки скважин. Крайние варианты должны быть выбраны в таких широких границах, чтобы искомый рациональный вариант заведомо находился в пределах этих границ. С увеличением как числа рядов, так и числа скважин в ряду увеличивается интенсивность эксплоатации пласта. Для того чтобы установить, какое же число рядов и скважин является оптимальным, необходимо вначале установить это увеличение количественно, т. е. нужно определить, какими будут дебиты нефти и газа по скважинам, как они будут меняться во времени и сколько времени будет продолжаться эксплоатация каждого ряда скважин. Для сопоставления между собою различных вариантов разработки, характеризующихся различным числом рядов и скважин, эти определения необходимо произвести для каждого варианта отдельно. При полном решении задачи следует изучить эффект нагнетания в пласт газа или воды. Технические показатели разработки, полученные для естественных условий, в этом случае должны быть дополнены показателями, характеризующими процесс нагнетания в пласт рабочего агента. Нагнетание в пласт того или иного рабочего агента с гидродинамической точки зрения представляет собою изменение граничных условий по сравнению с естественными. Так, если в законтурную зону нагнетается вода, то тем самым как-то приближается контур питания и, возможно, изменяется на нем давление; если в газовую шапку нагнетается газ, то изменение давления в ней будет происходить уже в соответствии с балансом нагнетаемого и отбираемого из нее газа и т. д. В соответствии с изменившимися граничными условиями должны быть установлены новые оптимальные положения разного числа рядов скважин ч должны быть рассчитаны соответствующие дебиты скважин при разном их числе, а также время их эксплоатации. Возможно, что для оценки интенсивности нагнетания рабочего агента в пласт подобную задачу

Принципы и методы комплексного решения проблемы разработки

71

нужно будет решить для иных граничных условий, получающихся при другом количестве нагнетаемого в пласт газа (или воды). Кроме указанных определений, характеризующих эксплоатационные показатели разработки, в случае нагнетания в пласт рабочего агента следует установить число и положение инжекционных скважин, а также расход и давление нагнетаемого рабочего агента. Как результат всех этих определений получается ряд технических показателей разработки как при естественных условиях с различной интенсивностью отбора нефти из пласта за счет увеличения числа рядов и скважин, так и при искусственных условиях, когда интенсивность отбора будет изменяться еще и за счет нагнетания в пласт рабочего агента. 4. Оценка экономической эффективности Располагая в результате гидродинамических расчетов техническими показателями разработки — величиной дебитов скважин и сроками эксшюатации залежи — при том или ином числе рядов и скважин, следует решить, на каком же числе рядов и скважин следует остановиться. Согласно развитому выше положению мы должны остановиться на таком варианте, который при наименьших издержках на тонну добытой нефти обеспечил бы получение заданного количества нефти по залежи. Для того чтобы решить эту задачу, необходимо установить величину издержек при различных вариантах разработки, т. е. оценить все варианты разработки в отношении их экономической эффективности. Ввиду недостаточной разработанности вопросов экономики разработки нефтяных месторождений выявилась необходимость провести в этом направлении ряд исследований. Эти исследования заключались прежде всего в классификации и группировке факторов и условий промысловой экономики, обусловленных порядком размещения скважин, в нахождении связей и зависимостей между затратами труда, металла, капитальных вложений и себестоимости и порядком разработки месторождения. К оценке экономической эффективности вариантов разработки следует подходить на основе установленных зависимостей. При этом для каждого варианта определяются: 1) трудоемкость разработки; 2) металлоемкость разработки, включая сюда расход металла на обсадные и эксплоатационные трубы и нефтепроводные магистрали; 3) капиталоемкость разработки, дающая представление обо всех капитальных вложениях на строительство промыслового хозяйства (здесь все затраты труда в строительство даются в ценностном выражении) ; 4) эксплоатационные затраты, получающие свое конечное выражение в себестоимости нефти. В результате выявляется численная связь (при определенных условиях технического развития) между затратами труда, металла, капитальными вложениями и эксшюатационными расходами — с одной стороны, и числом скважин на месторождении и порядком их расположения — с другой. При анализе экономической эффективности необходимо задаться определенными исходными положениями, ставящими все сравниваемые системы разработки в равные условия. Природа экономических показателей, характеризующих вложения труда, металла и прочих средств, такова, что на их уровне сказываются не только порядок размещения скважин, но и вся совокупность техни-

72

Глава III

ческих и производственных условий — конструкции скважин, техника бурения, обслуживание эксплоатационного фонда скважин и т. п. Поэтому, кроме факторов и особенностей, непосредственно вытекающих из характера каждой системы разработки, все остальные отмеченные выше различия технико-организационного порядка должны быть элиминированы. На уровень экономических показателей разработки может влиять динамика цен и норм, действующих в производствах, обслуживающих нефтедобывающую промышленность. Со временем может меняться также стоимость бурения и других промысловых работ. Поэтому для правильного сопоставления того или иного варианта разработки следует принимать неизменные цены и нормы и во всех сопоставлениях исходить из одинаковых условий. 5. Выбор рациональной системы разработки Только теперь, располагая технико-экономической характеристикой разработки практически при любом числе рядов и скважин в ряду, можно приступить к выбору рациональной системы разработки. Как уже было установлено, рациональной системой разработки является такая, при которой на заданную добычу нефти падают наименьшие издержки. Если рассматриваемое месторождение дает нефть, потребность в которой в силу ряда причин (качество нефти, мощность перерабатывающих установок, расположенных в районе месторождения, и т. д.) может быть определена, тогда добыча с данного месторождения может быть задана вне зависимости от добычи других месторождений. При таком положении на основе выявленных технико-экономических показателей различных систем разработки следует подобрать такую систему, при которой заданная добыча была бы получена с наименьшими издержками. В большинстве же случаев рассматриваемое месторождение не изолировано (в экономическом отношении) от других месторождений, обычно объединяемых в группу, и решение вопроса о данном месторождении нельзя рассматривать без учета особенностей других месторождений, входящих в эту группу. Прежде всего должно быть установлено целесообразное распределение добычи нефти (экономическое районирование) по группам месторождений, обеспечивающее минимальные затраты на транспорт пефтей этих месторождений в районы потребления. Затем установленная добыча по группе должна быть распределена по отдельным месторождениям, для чего необходимо определить технико-экономическую характеристику различных систем разработки для каждого из месторождений, входящих в данную группу, и распределить добычу по группе так, чтобы издержки по всей группе были наименьшими. Наконец, на основании определенной таким образом величины добычи по отдельному месторождению и пользуясь технико-экономической характеристикой различных систем разработки рассматриваемого месторождения, можно рассчитать рациональное число рядов и скважин, из которых будет получена заданная добыча при наименьших затратах. Обычно в группу месторождений, кроме вновь вводимых в разработку, для которых необходимо установить рациональную систему, входят месторождения, как-то уже разбуренные и дающие определенное количество нефти. При проведении указанного анализа добычу этих месторождений следует исключить из заданной добычи по группе.

Принципы и методы комплексного решения проблемы разработки

73

В силу естественного истощения разбуренных месторождений эта добыча будет с течением времени падать. Добыча же нефти по группе в связи с общим развитием народного хозяйства, как правило, должна со временем увеличиваться. Это увеличение добычи, включая и компенсацию падающей добычи по разбуренным месторождениям, должно покрываться вводом в разработку новых месторождений, входящих в группу. 6. Порядок разбуривания месторождения После установления рациональной системы разработки месторождения необходимо определить порядок его разбуривания. Порядок разбуривания, т. е. очередность ввода в эксплоатацию скважин при режимах пласта с перемещающимися контурами, должен обеспечивать, во-первых, правильное стягивание контуров нефтеносности и, во-вторых, наиболее быстрый подъем добычи нефти по месторождению. Для удовлетворения первого требования все скважины какого-либо ряда должны вступить в эксплоатацию одновременно; если же количество бурильных станков меньше числа скважин в ряду, то этот ряд следует разбуривать по сгущающейся системе, т. е. вначале по числу станков закладывать скважины по всему ряду равномерно, а затем сгущать их до проектного числа. Для удовлетворения этого же требования по сгущающейся системе необходимо разбуривать месторождение и в том случае, когда пласт представлен не однородными по своим коллекторским свойствам породами. В этом случае после бурения первых скважин детально выясняют изменение по площади коллекторских свойств пород. Дальнейшее же уплотнение рядов скважинами следует проводить в соответствии с данными, полученными после бурения предшествующих скважин (см. гл. X, § 2 ) . Выполнение второго требования — наиболее быстрого подъема добычи — обеспечивается последовательным вводом в эксплоатацию рядов скважин от внешних, ближайших к контурам питания, к внутренним. Таким образом, ц е л е с о о б р а з н у ю с и с т е м у разбуривания можно х а р а к т е р и з о в а т ь как сгущающуюся по р я д а м и п о л з у щ у ю от в н е ш н и х к в н у т р е н н и м рядам. Такой порядок разбуривания иногда может вступать в противоречие с принципами наиболее целесообразной организации буровых работ и обустройства промыслового хозяйства. Поэтому в ряде случаев выдержать полностью требования, предъявляемые к порядку разбуриаания, нельзя, но, насколько это позволяет организация работ, к удовлетворению этих требований всегда следует стремиться.

Р

А

З

Д

Е

Л

В

Т

О

Р

О

Й

ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ РАЗРАБОТКИ

ГЛАВА IV

ОСНОВНЫЕ ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ

УСЛОВИЯ

РАЗРАБОТКИ

§ 1. УСТАНОВЛЕНИЕ РЕЖИМА И ПАРАМЕТРОВ ПЛАСТА

Рассмотрение и решение вопросов рациональной разработки нефтяных залежей невозможны без обстоятельного изучения геологического строения данного эксплоатационного объекта, подробной физико-геологической характеристики коллектора и флюидов, его насыщающих, а также основных условий, при которых пласт может работать в процессе его разработки. Иначе говоря, необходимо иметь ясное представление о физико-геологических параметрах, характеризующих нефтяную залежь, и о проявлении движущих сил при ее эксшгоатации. Чем полнее и точнее будет проведено такое изучение геолого-промысловых данных, тем полнее и точнее может быть решен вопрос о разработке данной нефтяной залежи. Совершенно очевидно, что при том значении, которое имеет режим пласта для эксшюатащш залежи, очень важно в возможно кратчайший срок установить, какой режим (или сочетание режимов) может возникнуть в залежи, исходя из природных свойств залежи и пласта в делом, а также при применении определенной системы разработки. Не подлежит никакому сомнению, что в выяснении этого вопроса решающая роль принадлежит широко и целеустремленно поставленным геологическим и гидрологическим исследованиям. Геологическое изучение нефтяного месторождения не может ограничиваться только пределами нефтеносной площади, а должно охватывать весь район распространения нефтеносных пород вплоть до их выходов на поверхность. Это категорическое требование к нефтепромысловой геологии вытекает само собою из правильного понимания режимов пласта и тех геологических условий, при которых возможно их существование. Проявление естественного водонапорного режима становится вероятным, если в результате исследований установлено, что существует водонапорная область нефтеносного пласта. Размеры этой области, мощность водоносных пород, их геологическая и физическая характеристики, запасы пластовых вод, наличие выходов на поверхность или их отсутствие, источники питания поверхностными водами и их баланс — все эти данные позволяют судить о разновидности водонапорного режима, которая установится при эксшюатации залежи. В этом отношении неоценимые услуги оказывают разведочные скважины, в частности крелиусные, проводимые в нефтеносном районе с целью изучения геологического разреза и выявления структур.

Основные геологические условия разработки

75

Обнаружение водоносной области, обладающей либо достаточно большими запасами воды, либо источником внешнего питания (в частности, через сообщения с другими водоносными пластами), само по себе еще не является гарантией активности краевой воды. Для этого требуется еще, чтобы залежь не была экранирована от водоносной области. Полная или частичная экранизация напора краевых вод может быть следствием дизъюнктивной дислокации или фациальной изменчивости пласта вблизи контура нефтеносности. Геолог В. С. МеликПашаев [48] указывает на еще одну возможную причину снижения активности краевой воды, заключающуюся в уменьшении проницаемости приконтурной зоны пласта в результате образования твердых минеральных частиц при взаимодействии нефти с пластовой водой. С другой стороны, необходимо учесть, что поверхность сброса в зависимости от ее состояния может становиться проводником активных верхних или нижних вод. Определение принадлежности краевой воды к эксплоатационному объекту или к другому пласту является одной из основных задач нефтепромысловой гидрогеологии. Всестороннее изучение продуктивной зоны пласта дает основание для установления интенсивности других режимов пласта. Наличие газовой шапки, ее сравнительные с залежью размеры и запасы указывают на существование одной из разновидностей газонапорного режима. Исследования нефти и растворенного в ней газа в пластовых условиях, коэфициента растворимости и давления насыщения, а также допустимого давления на забой выявляют условия, при которых начнет проявлять себя режим растворенного газа. Наконец, отсутствие давления на контуре нефтеносности является прямым признаком гравитационного режима. Знание физико-геологических констант пласта и содержащихся в нем жидкостей и газа — упругости воды, нефти и пласта, проницаемости и пористости среды, насыщенности погребенной воды, вязкости флюидов в пластовых условиях — при установлеЕшом режиме обеспечивает возможность расчетного определения на основе физических законов скорости и продолжительности процесса эксплоатации, изменения пластового давления и дебитов. Можно, воспользовавшись данными о дебитах и давлениях, полученными во время эксплоатации залежи первыми скважинами, установить режим пласта и некоторые пластовые параметры. Этой цели должны служить разведочные скважины, пробуренные для открытия залежи и разведки контуров ее нефтеносности и структуры. Эксплоатационный объект с помощью этих немногих скважин следует подвергать целому комплексу исследований, в результате которых и при учете геолого-гидрологических данных должны быть полностью выяснены его природа и параметры. Скважин для этой цели может быть немного, но они должны охватывать все части залежи. В этом случае установленные исследованиями параметры пласта будут являться средними величинами для данной залежи или укажут закономерности в их распределении. Эти средние величины в дальнейшем мало будут отличаться от средних, определенных в результате бурения большого числа скважин после принятия и осуществления системы разработки пласта. Особенно важное место среди исследуемых скважин занимают те из них, которые в процессе поисков контуров нефтеносности оказались в законтурной области пласта. Эти скважины должны быть оборудованы особой контрольно-измерительной аппаратурой и отнесены к кате-

76

Глава IV

гсрии скважин-пьезометроз, с помощью которых осуществляется надзор за процессом разработки залежи. Исследовательские работы, выявляющие режим пласта и его параметры, должны вплотную следовать за разведкой залежи и должны быть неразрывно связаны с проектированием системы разработки. § 2. ГРАНИЧНЫЕ УСЛОВИЯ ПРИ РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

Условия разработки и эксплоатации нефтяных пластов определяются не только происходящими в самой залежи внутренними процессами, но и внешними. Очень редко пласты работают исключительно при режиме растворенного газа и при отсутствии как напора краевых вод, так и напора со стороны газовой шапки. Внешними факторами, влияющими на разработку и эксплоатацию нефтяных залежей, являются предполагаемое простирание и размеры водонасыщенной части пласта, расстояние до ближайших выходов пласта на дневную поверхность, абсолютные отметки этих выходов, наличие и размеры газовой шапки (если таковая имеется). Эти данные позволяют установить характер напорного режима. Кроме того в зависимости от соотношения объемов нефти и газа в газовой шапке и воды в пласте за контуром водоносности они позволяют оценивать степень влияния на режим эксплоатации пласта упругих свойств газа, воды и нефтесодержащей породы, В результате изучения внешних (по отношению к нефтяной залежи) факторов устанавливают: а) форму и расстояние от залежи области питания; б) форму и размеры газовой шапки. На основании полученных данных можно установить к о н т у р • п и т а н и я залежи, т. е. контур той линии, на которой в период разработки и эксплоатации пласта давление остается либо постоянным, либо изменяется по определенному закону в зависимости от темпа отбора жидкости и объема газа в пласте. Изучение внешней обстановки должно базироваться на наблюдениях и соответствующих замерах в разведочных скважинах, скважинах-пьезометрах, а также на данных регионального геологического изучения всего бассейна в целом, в пределах которого нефтяная залежь составляет только небольшую часть. Приток нефти к забоям скважин находится в прямой зависимости от разности давлений на контуре питания и на забоях эксшгоатируемых скважин. Поэтому для определения дебитов скважин и залежи в целом необходимо эти давления установить. Давление в пласте на контуре питания можно считать равным начальному пластовому давлению в залежи. Поскольку величина пластового давления может изменяться в зависимости от положения скважин на структуре, следует относить замеры пластового давления в залежи к какой-либо одной плоскости. За такую плоскость удобно принимать плоскость первоначального положения водонефтяного контакта. Пластовое давление, замеренное в первых скважинах в самом начале их эксплоатации и отнесенное к абсолютной отметке плоскости водонефтяного контакта, является, таким образом, д а в л е н и е м н а контуре питания. Для тех нефтяных пластов, которые имеют выходы на дневную поверхность, можно считать, что давление на контуре питания в процессе разработки и эксплоатации нефтяной залежи остается неизмен-

Основные геологические условия разработки

77

ным. Такое допущение основывается на том соображении, что объем отбираемой из пласта жидкости компенсируется притоком в него воды из поверхностных источников в местах выходов пласта. Если же поверхностные источники слабы или доступ воды в пласт затруднен, в таком случае статический уровень в пласте по мере отбора из него жидкости будет постепенно падать. Принимая во внимание то обстоятельство, что зеркало воды в бассейне пласта обычно имеет очень большую площадь, такое понижение статического уровня вод будет незначительным и практически не изменит давления в пласте. Наблюдаемое в процессе разработки и эксплоатацин, даже при отчетливо водонапорном режиме, падение пластового давления в пределах нефтяной залежи (зоны отбора жидкости) вызывается не падением давления на контуре питания, а во-первых, усилением взаимовлияния скважин по мере увеличения их- количества и уплотнения и, во-вторых, упругими свойствами жидкости и вмещающей их породы. Вследствие проявления этих свойств лишь через длительный промежуток времени может иметь место установившееся движение в пласте, после чего давление в залежи при неизменном отборе должно оставаться постоянным. При наличии в начальной стадии разработки и эксплоатации нефтяной залежи режима ^растворенного газа падение давления в ней несколько замедлится вследствие выделения в пласте газа из нефти и последующего его расширения. При газонапорном режиме начальное пластовое давление определяется на плоскости газонефтяного контакта или даже, пренебрегая весом газа, в любой точке в пределах газовой шапки. При таком режиме давление на контуре питания (на границе газ—нефть) падает в процессе эксплоатации залежи в соответствии с отбором из пласта нефти и газа и размерами газовой шапки. В случае нагнетания газа в зону газовой шапки давление в ней, естественно, будет изменяться в зависимости от количества поступающего в газовую шапку газа извне. Таким образом, тщательное измерение величины начального пластового давления в первых же скважинах, с помощью которых данный пласт был опробован, совершенно обязательно. Кроме давления на контуре питания, для установления дебита скважин и залежи в целом необходимо знать второе граничное условие — давление на забоях скважин в период их эксплоатации и условия входа жидкости в скважину. Известно, что чем меньше будет забойное давление, чем больше будет депрессия на пласт, тем большим будет дебит скважин. Однако в большинстве случаев нельзя снижать давление на забое скважин ниже некоторого предела. Причинами ограничения снижения забойных давлений или, что то же, отбора жидкости из скважин являются близость вод о- или газонефтяного контакта, частичное заводнение скважин, поступление из пласта в большом количестве песка, недопущение выделения в пласте газа из нефти, технические условия подъема жидкости на поверхность и т. а В том случае, когда причиной, ограничивающей забойное давление, является поступление в скважину песка, следует установить предельный отбор жидкости, так как при всех равных условиях количество поступающего песка является функцией скорости движения жидкости в призабойной зоне. По установленному предельному отбору жидкости определяется величина забойного давления, которой следует придерживаться при эксплоатации пласта.

78

Глава IV

Предельные забойные давления или отборы устанавливают либо опытным путем (при поступлении песка, воды или газа) в процессе эксплоатации пласта, либо с помощью соответствующих расчетов (при недопущении выделения газа из нефти, при тех или иных технических условиях подъема жидкости). На дебит отдельных скважин, кроме величины забойного давления, оказывают влияние и условия входа скважин в пласт, т. е. степень вскрытия скважиной пласта (степень совершенства скважин), тип фильтров, радиусы скважин и т. п. Все эти данные следует иметь в виду при решении вопросов рациональной разработки нефтяных залежей. Все эти условия определяют конструкции скважины и забоя, поэтому при установлении по данным эксплоатации скважин параметров пласта следует учитывать влияние существующих конструкций забоев скважин, а при установлении предполагаемых дебитов скважин — будущих конструкций забоев скважин.

ГЛАВА

V

ИЗУЧЕНИЕ ФИЗИКО-ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ МЕСТОРОЖДЕНИЙ § 1. СТРУКТУРНЫЕ УСЛОВИЯ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

Для правильного разрешения проблемы рационального размещения скважин и определения их количества необходимо помимо изучения данных для распознавания режима пласта знать также форму и размеры разрабатываемой нефтяной залежи, т. е. выяснить ее геологическое строение. В это понятие входят: а) тектоническое строение пласта, вмещающего нефтяную залежь; б) площадь залежи нефти; в) мощность пласта, общая и эффективная; ее изменчивость по простиранию; г) площадь залежи газа в газовой шапке, если таковая имеется; д) характер контакта «нефть—вода» со стороны краевых вод и «нефть—газ» со стороны газовой шапки. В отношении тектонического строения нефтяных пластов следует подчеркнуть очень большое разнообразие структурных форм» которым подчинены залежи нефти. Начиная от крутобоких антиклинальных складок и крутопадающих моноклиналей, подчас осложненных надвиговыми явлениями, столь свойственными складчатым зонам горных систем, и кончая пологими, едва выраженными в пластике земной коры платформенными структурами, меняется строение нефтесодержащих структурных форм. Наличие радиальных нарушений — сбросов или взбросов — часто еще более усложняет строение нефтяных месторождений. Все эти элементы геологического строения того или иного нефтяного пласта должны быть отображены на геологических профилях и структурных картах. Структурные карты, начиная с первых схем, вырисовывающихся в результате проводки первых разведочных скважин, все время совершенствуются и дополняются в процессе дальнейшего разбуривания данной нефтяной залежи. По данным оконтуривающих разведочных скважин на структурные карты наносятся линии контуров нефтеносности как по кровле, так и по подошве нефтяного пласта. Последнее имеет особое значение при определении запасов и размеров нефтяных залежей и для решения задач рациональной разработки пологих структур платформенного типа, когда по причине залегания нефтесодержащих пластов, близкого к горизонтальному, очень большие площади, заключенные между

80

Глава V

внешним (по кровле) и внутренним (по подошве) контурами нефтеносности, содержат в нижней части разреза воду. Во многих нефтяных месторождениях наблюдается значительное колебание мощности того или иного нефтеносного пласта в пределах контуров залежи. Особенно следует учитывать колебания мощности эксплоатациошюго объекта в месторождениях с линзовидным залеганием нефтяных песков или резким колебанием их мощности. Все эти данные изображаются на специальных картах равных мощностей или «изопахит». Следует различать понятия общей мощности и эффективной мощности пласта. Очень часто нефтеносные горизонты содержат прослои различной пористости и проницаемости, вплоть до того, что некоторые из этих прослоев или полностью лишены нефтенасыщения (тонкие прослойки глин, прослои уплотненных песчаников, известняков и т, п.) или практически в силу слабой проницаемости не могут явиться проводниками для нефти. Совершенно ясно, что подобные прослои должны быть исключены из разреза данного нефтеносного горизонта при подсчете запасов и решении других задач, связанных с производительностью залежи. Таким образом, возникает необходимость введения еще одного нового параметра, вытекающего из понятия об э ф ф е к т и в н о й и л и полезной мощности. Подобно тому, как строятся карты равных мощностей для нефтяных горизонтов в целом (включая непродуктивные прослои), могут быть построены и карты равного нефтенасыщения. При наличии в повышенной части нефтяного пласта газовой шапки ее оконтуривают разведочными скважинами. По полученным данным на структурную карту или план залежи наносятся контуры нефтеносности, внешний (по подошве) и внутренний (по кровле нефтеносности) со стороны газовой шапки. Поверхности водонефтяных контактов не всегда строго горизонтальны; в ряде случаев отмечается падение этих поверхностей в сторону крыльев антиклинальных складок, которым подчинены нефтяные залежи. Отмечается также сползание контуров в сторону погружений длинных осей складок. Кроме того по некоторым данным контакт между нефтью и водой нельзя представлять себе как плоскость, четко разделяющую эти две разнородные среды; в действительности в пластах существуют зоны той или иной мощности, в которых вода и нефть смешаны между собою. Правда, такая точка зрения не может быть признана доказанной. Во всяком случае, вопрос о положении и характере контакта между нефтью и водой, с одной стороны, и нефтью и газом (при наличии газовой шапки), — с другой, для целей рациональной разработки требует тщательного изучения. § 2. ФИЗИКО-ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА КОЛЛЕКТОРОВ

Большое значение для определения суммарных и промышленных запасов нефти и газа, а также для качественной оценки коллекторов имеют их пористость и проницаемость. /. Пористость породы Пористость коллектора (породы) определяет емкость единицы его объема, которая в той или иной степени может быть заполнена

Изучение физикогеологических параметров месторождения

81

жидкостью (нефтью, водой) или газом. Однако далеко не все горные породы, даже обладающие высоким коэфициентом пористости, могут рассматриваться как коллекторы нефти. Как известно, основными и лучшими коллекторами являются пески и песчаники, в то время как глины в большинстве случаев практически непроницаемы, несмотря на то, что они обладают большой пористостью. В известняках и доломитах наблюдаются резкие колебания коллекторских свойств. Мерилом при определении коллекторских свойств горных пород являются форма и величина пустот или пор. Для практических целей необходимо ввести в наши представления наряду с понятием физической или абсолютной пористости, не зависящей от формы пустот, понятие об э ф ф е к т и в н о й и л и п о л е з н о й п о р и с т о с т и , зависящей и от формы пустот. Абсолютная пористость охватызает весь объем пустот горной породы независимо от величины и размера отдельных пор и сеченил поровых каналов. Она включает всю сумму объемов сверхкапиллярных, капиллярных и субкапиллярных поровых пространств. Эффективная или полезная пористость включает только объем тех поровых пространств, через которые возможно движение жидкостей (воды или нефти) под воздействием тех или иных сил, соизмеримых с силами, возникающими при разработке и эксшюатации нефтяных месторождений. Таким образом, при определении понятия эффективной пористости из общего объема пор горной породы должен быть исключен весь объем пустот, образуемый поровыми субкапиллярными пространствами и некоторой частью капиллярных поровых каналов, имеющих малое сечение. Из существующих методов определения пористости плотных (несыпучих) пород объемный способ, предложенный Г. Ф. Мельхером [86] в 1921 г., теоретически должен давать результаты, наиболее близкие к действительной величине абсолютной пористости; однако практические недостатки способа несколько снижают его точность. Основным недостатком способа Мельхера является трудность получения тонкой обо лачки парафина, которая должна плотно покрывать исследуемый кусочек породы и в то же время не входить в его поры. Несмотря на то, что опускаемый в расплавленный парафин кусочек породы должен иметь температуру не выше комнатной, воздух в порах обычно успевает частично расшириться и несколько вздуть парафиновую оболочку. Помимо этого при погружении в парафин таких пород, как уплотненные пески или песчаники, часто часть песчинок (зерен) осыпается, пристает к пальцам и т. п., тем самым искажая (в сторону уменьшения) вес кусочка породы в сравнении с первым его взвешиванием. Затруднительно также удаление пузырьков воздуха из измельченной пробы, поскольку при этом необходимо соблюдать осторожность во избежание возможного выбрасывания из пикнометра отдельных частичек при слишком быстром разрежении в вакууме. Весовой способ или способ поглощения, наоборот, дает результаты, близкие к действительной величине эффективной пористости, поскольку он заключается в определении количества поглощенной исследуемым кусочком породы той или иной жидкости (например, воды, керосина и др.) путем взвешивания образца в просушенном и насыщенном состоянии. Но и этому способу присущи известные недостатки. Так, недостатком является неопределенность момента высушивания образцов перед их взвешиванием в насыщенном жидкостью состоянии. Пои этом может

82

Глава V

или стечь слишком большое количество жидкости (воды, керосина л т. п.) или, наоборот, остаться избыточное количество в виде капли. При небольших размерах образцов такое количество может составить довольно заметный процент к общему количеству поглощенной жидкости. Затем при погружении в жидкость многие песчаные породы или осыпаются или даже расплываются; все это влияет, конечно, на точность определения пористости. В литературе встречается определение эффективной или полезной пористости как процентного отношения всех соединенных между собою пор образца к его полному объему (объем твердых частиц плюс объем пор). Это определение близко к действительности при измерении пористости известняков и доломитов, когда сообщаемость пор является решающим показателем эффективной или полезной пористости- Однако такое определение включает также объем соединенных между собою поровых пространств, близких к субкапиллярным, по которым движение жидкости практически также неосуществимо. Это обстоятельство имеет значение для многих песчаных пород, принадлежащих к категории глинистых песков и алевритов. Поэтому при определении эффективной пористости следует исходить из основного условия— возможности движения жидкостей через поровые каналы. Не следует также смешивать понятие эффективной пористости с зарисовкой конфигурации, формы и площади полезного сечения поровых каналов, т. е. определением структуры поровых пространств. Такое исследование эффективной пористости допускает много неточностей, и ему присуще гораздо больше недостатков, нежели методу определения пористости по весовому способу, однако благодаря своей показательности им следует пользоваться для качественной оценки структуры поровых пространств. Для изучения проблемы рациональной разработки нефтяных залежей следует пользоваться данными определения пористости по весовому способу или по способу поглощения, как наиболее близко совпадающими с действительной величиной эффективной или полезной пористости и дающими количественную оценку этому показателю. Методика определения пористости, проницаемости и других свойств горных пород и стандартная аппаратура для этого были разработаны на совещании по исследованию кернов при Министерствах нефтяной промышленности (июль 1947 г.) и будет опубликована в специальной инструкции. Как известно, пористость тех или иных пластов может изменяться как в вертикальном, так и в горизонтальном направлениях. Обычно изменения пористости в горизонтальном направлении или по простиранию пластов происходят постепенно и последовательно. Изменения в вертикальном направлении или поперек мощности и слоистости пласта происходят подчас очень быстро и резко. Это обстоятельство необходимо тщательно учитывать при изучении физикогеологических свойств коллекторов, так как только таким образом можно установить общую картину изменения этих свойств по пласту. Большое значение имеет отбор кернов пород по всей продуктивной мощности пласта и в разных частях нефтяной залежи. Поэтому при проведении разведочных скважин следует производить полный отбор кернов, а для более детального изучения пласта в таком же порядке в зависимости от изменчивости его свойств следует бурить и некоторое число эксплоатационных скважин. В результате лабораторного исследования образцов пород на определение пористости устанавливается ее среднее значение по отдельным

Изучение физикогеологических параметров месторождения

83

скважинам или, что то же, по мощности пласта в отдельных точках. При этом следует иметь в виду степень изменчивости пористости в отдельных прослоях, в совокупности образующих нефтяной пласт. Если изменения пористости от прослоя к прослою сравнительно невелики, то средняя арифметическая величина из всех определений по разрезу пласта может быть принята в качестве среднего значения пористости в данной точке залежи. Если же эти изменения происходят резко или если на общем фоне примерно равных значений пористости выделяются один-два резко отличных прослоя, то для вывода среднего значения пористости необходимо брать средневзвешенную величину от всей суммы определений. На основании полученных средних значений пористости пласта по отдельным скважинам (точкам залежи) можно получить ясное представление о региональном изменении пористости по пласту в горизонтальном направлении, т. е. вкрест простирания и по его простиранию. Для этой цели строят специальные карты пористости по пласту путем объединения соответствующими изолиниями участков с одинаковыми (в пределах соответствующей градации) значениями пористости. На карте показательно выявляются отдельные поля с различной пористостью пласта; в случае больших значений изменчивости пористости, резкого отличия таких полей это обстоятельство, вызываемое изменчивостью литологии пород, обусловленной процессом седиментации осадков, помимо научного интереса должно иметь серьезное практическое значение, поскольку с ним связываются распределение суммарных (объемных) запасов нефти и отчасти производительность залежи, 2. Проницаемость породы При изучении и разрешении проблемы рациональной разработки нефтяных залежей проницаемость коллекторов имеет не меньшее, если даже не большее значение, чем пористость. Проницаемость является одним из важнейших параметров, характеризующих коллекторские свойства пласта и условия движения жидкостей (нефти и воды) и газа через его пористую среду. Подобно тому, как все без исключения горные породы обладают известной абсолютной пористостью, они также в той или иной мере являются проницаемыми для газов и жидкостей. Например, при применении очень высокого давления воду можно продавить даже через массивно-кристаллические породы или уплотненные сланцы. Однако в естественных, природных, условиях нефтяных месторождений при существующих пластовых давлениях, при которых происходят перемещение и проталкивание воды и нефти, многие породы практически непроницаемы. К таким, как уже отмечалось выше, относятся горные породы, структура поровых пространств которых в основном определяется развитием субкапиллярных и близких к ним по размерам поперечного сечения капиллярных каналов независимо от величины коэфициента абсолютной пористости (глины, глинистые сланцы, глинистые алевриты и т. п.). Практически непроницаемы также породы, поры и пустоты которых, относительно, быть может, и крупные, не имеют сообщения между собою (некоторые разновидности известняков и доломитов). Таким образом, в условиях нефтяных месторождений следует различать практически проницаемые и непроницаемые горные породы. Проницаемость должна определяться как свойство пород пропускать через себя жидкости (нефть и воду) и газы в условиях тех давлений, при которых происходит их перемещение.

84

Глава V

Для определения проницаемости горных пород существует ряд приборов [53, 63], дающих возможность применять в качестве флюида газ и жидкости. При выборе флюида следует учитывать целевую установку, которая ставится перед опытом. Для получения точной физической константы, находящейся в полном соответствии с законом Дарси, необходимо, чтобы выбираемый флюид не мог оказать (в силу своих физико-химических свойств) никакого влияния на физическую характеристику порового пространства породы. Поэтому не следует в качестве флюида применять воду, так как при ее фильтрации через породу часто происходят разбухание, гидратация глинистых частиц, иногда выделение пузырьков и т. п., что приводит к уменьшению живого сечения поровых каналов и, следовательно, к искажению результатов измерения. Безусловно не следует применять воду, не отфильтрованную от механических примесей, равно и недестиллированную воду, соли которой могут приходить во взаимодействие с породой. И уж совершенно не пригодна в качестве флюида нефть, так как в процессе ее фильтрации через пористую среду происходят адсорбция тяжелых углеводородов (смол и т. п.) и часто отложение парафина на поверхности поровых каналов, что вызывает закупорку значительного количества поровых каналов и лишает возможности сравнивать получаемые результаты с результатами измерений проницаемости образцов пород, взятых из других пластов, обладающих иной физической и петрографической характеристикой. Поэтому для получения данных о физической константе данной породы, ее абсолютной или физической проницаемости, сравнимой с физической проницаемостью другой породы, следует пользоваться в качестве флюида воздухом (газом) или керосином, химически очищенным от смол, асфальта и механических примесей. Применение дестиллированной воды дает несколько худшие, но все же близкие результаты. Величиной абсолютной или физической проницаемости практически пользуются для сравнительной качественной оценки коллекторов. Лабораторное измерение эффективной или полезной проницаемости должно проводиться в условиях, совпадающих с пластовыми условиями. Помимо принципиальных затруднений, встречающихся при лабораторном изучении проницаемости горных пород, существенны также и практические. Дело в том, что почти невозможно извлечь полные колонки (кернов) даже при сплошном отборе грунтов из нефтеносных горизонтов; особенно велики потери при взятии колонок из песчаных пластов. Кроме того, следует подчеркнуть, что нефтяные пласты обычно не представляют собою нечто однородное по вертикали. Например, нефтеносные песчаные пласты подчас состоят из чередующихся разнозернистых песчаных, а иногда и глинистых или плотных прослоев песчаников. Такие прослои различной мощности характеризуются различной проницаемостью. То же, что нами было отмечено в отношении изменчивости пористости, в еще большей степени относится к нефтяным пластам и в отношении их проницаемости. Этот фактор в некоторых случаях, особенно при залегании нефти в известняках, имеет исключительно большое значение. Недостаточный вынос колонковыми бурами кернов не дает возможности определить с достаточной точностью среднюю проницаемость нефтяных пластов как по разрезу данной конкретной скважины (точки), так и по пласту в целом. По этой причине при практическом определе-

Изучение физикогеологических параметров месторождения

85

нии средних условий проницаемости того или иного пласта приходится допускать некоторое приближение, так как нельзя измерить проницаемость абсолютно всех прослоев, составляющих данный нефтяной пласт. Отмеченные выше недостатки методики определения проницаемости породы по кернам устранены в гидродинамической методике определения средней эффективной проницаемости пласта по данным отборов жидкости из скважин (см. гл. XIV). Методика вычисления средней величины проницаемости по всей мощности пласта по отдельным скважинам (точкам) та же, что и при вычислении средней пористости. По такому же способу строятся специальные карты равной проницаемости нефтяных пластов.

§ 3. НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТЬ КОЛЛЕКТОРОВ Объемные (суммарные) запасы нефти в залежи, кроме величины объема нефтесодержащих пород и их пористости, зависят от степени насыщенности коллекторов нефтью, т. е. от так называемого к о э ф ициента насыщения. Не все поровые пространства в нефтеносных породах заняты нефтью. Это обусловливается рядом причин: а) наличием погребенной или реликтовой воды, б) наличием газа в свободном состоянии, занимающего некоторый объем пор. О существовании наряду с нефтью погребенной или реликтовой гзоды в нефтеносных пластах известны многочисленные, указания в литературе, но они весьма разноречивы в оценке доли участия в заполнении поровых пространств этой водой. Вполне возможно, что еще со времени отложения пород в них осталась погребенная вода, оказывающая противодействие миграции и аккумуляции в определенных зонах нефти и газа. Из поровых каналов с относительно более крупными сечениями эта вода была вытеснена, но осталась в тончайших и тем более в субкапиллярных каналах. Кроме того в силу того, что большинство минералов, входящих в состав нефтеносных песков и песчаников, лучше смачивается водой, нежели нефтью, — некоторое количество воды остается в виде пленки на стенках капиллярных поровых каналов большего сечения и в зонах контакта отдельных зерен песка. Таким образом, условия одновременного сосуществования нефти, газа л воды в нефтесодержащих коллекторах могут быть представлены в следующем виде; а) поверхность пор смочена водой, вследствие чего ни нефть, ни газ не имеют непосредственного контакта с зернами породы; б) нефть и газ находятся в более широких и соединяющихся между собой порах; в) вода целиком заполняет наиболее тонкие трещинки и капиллярные каналы, особенно те, которые прерываются. Первыми исследователями (1929 г.), сумевшими правильно объяснить и интерпретировать наличие воды в нефтесодержащих породах, были Н. Т. Линдтроп и В. М. Николаев [44]. Цифры содержания погребенной или реликтовой воды по отношению ко всей жидкости в нефтяных пластах, указываемые различными исследователями, весьма разнообразны. С. Л. Закс [33] приводит таблицу, в которой сведены результаты немногочисленных лабораторных определений водонасыщенности объема пор. Она колеблется в пределах от 6 до 71,2%, составляя в большинстве случаев 20—40%. При этом указывается, что отбор большинства кернов производился при бурении

86

Глава V

скважин с глинистым раствором. Содержание воды в кернах, отобранных из скважин, бурившихся на нефть, не превосходит 27,7%. Один из американских исследователей М. Стеколл [91] приводит данные по одному сильно истощенному пласту, залегающему на глубине 330 м. Керны были отобраны из 25 скважин, причем в пяти из них бурение производилось на нефть. В кернах, отобранных из последних скважин, было обнаружено всего 18,2% воды, тогда как в кернах из остальных скважин воды оказалось 52,1%, т. е. в три раза больше. Следовательно, .для более точного и правильного определения процента содержания погребенной или связанной воды необходимо соблюдение определенных условий отбора кернов проходимых пород из нефтяных пластов с тем, чтобы не допустить проникновения в них воды из глинистого раствора. Также нельзя лопустить вытеснения и потери части первоначально содержавшихся в керне флюидов в результате расширения газа вследствие понижения давления при подъеме керна с забоя скважины на дневную поверхность. Соблюдение таких условий до некоторой степени может быть достигнуто применением специальных колонковых буров, устройство которых дает возможность отбирать керны с сохранением давления в них, хотя и в этом случае не может быть предотвращена инфильтрация воды из глинистого раствора в породу во время бурешш. В нашей литературе приводится мало сведений о лабораторных определениях содержания воды в образцах нефтеносных пород. Н. Т. Линдтроп и В. М. Николаев [44] указывают, что в четырех образцах нефтяных песков, отобранных ими в Шубанинской штольне. (Баку), оказалось от 10,6 до 13,7% воды. Затем, уже гораздо позднее, С. Л. Закс приводит цифры содержания реликтовой воды в девонских нефтеносных песчаниках Туймазинского месторождения, а именно ~ 16%, одновременно указывая на почти полное отсутствие воды в девонских песчаниках одного из северных нефтяных месторождений. Последнее он объясняет гидрофобизацией поверхностей частиц песчаника в коллекторе в результате воздействия поверхностно-активных веществ, находящихся в некоторых нефтях. Небольшое количество данных о содержании погребенной воды объясняется тем, что ее определение сопряжено прежде всего с большими трудностями получения безупречных образцов пород-коллекторов, а также с отсутствием достаточно разработанной методики, которая позволила бы отделить воду, задержанную в тончайших поровых пространствах, от воды кристаллизационной. В таких случаях обычно прибегают к нагреву и перегонке исследуемых образцов и анализу содержащейся в них жидкости. При этом неизбежны частичный распад отдельных зерен и, стало быть, выделение кристаллизационной воды. Те же методические недостатки присущи и способу определения содержания нефти и воды в породе методом отгонки горячим воздухом, при котором температура поднимается до 450—500° С. Ближе к реальным условиям стоит дестилляционно-экстракционный способ, испытанный С. Л. Заксом [34] в лаборатории Института горючих ископаемых АН СССР. Существуют и другие (но уже косвенные) методы определения содержания воды в кернах нефтяных пластов, например, способ определения количества погребенной воды, исходя из содержания хлоридов в породе и контурной воде, или способ, примененный В. Н. Дахновым на основе анализа электрокароттажных диаграмм, и т. п. В практических условиях, имея в виду особую важность (при исчислении объемных запасов нефти в пластах) определения количества присутствующей воды, для максимального уточнения сред-

Изучение физикогеологических параметров месторождения

87

него содержания погребенной воды в коллекторе необходимо производить определение ее содержания всеми имеющимися в распоряжении способами. Суммируя все сказанное, можно сделать вывод, что содержание погребенной, реликтовой, воды з нефтеносных породах в среднем близко к 15—20%. С некоторым приближением, учитывая очень малую вероятность присутствия свободного газа в порах нефтенасыщенного коллектора, можно считать, что весь остальной объем порового пространства (помимо занятого погребенной водой) занят нефтью, т. е. одновременно решить вопрос о нефтенасыщенности породы. К тому же методика лабораторного определения этой величины аналогична методике определения содержания воды. Таким образом, средняя величина коэфициента насыщения в нефтяных пластах составляет 80—85% с небольшими отклонениями в ту или другую сторону. Любопытно отметить, что еще И. М. Губкин, Д. В. Голубятников и другие считали возможным пользоваться коэфициентом насыщения порядка 60—80%, т. е. цифрами, близкими к получаемым при лабораторных исследованиях кернов. Для определения промышленных запасов нефти в пластах имеет значение величина конечного нефтенасыщения коллекторов к моменту прекращения эксплоатации залежи. Промышленные запасы обусловлены разностью между начальной и конечной иефтенасыщеиностью пластов. Таким образом, для оценки производственных возможностей нефтяных пластов необходимо определение еще одного, притом весьма важного показателя — коэфициента нефтеотдачи, характеризующего отношение между количеством могущей быть добытой нефти и количеством нефти, содержащейся в породе. Определение коэфициента нефтеотдачи, особенно в начальной стадии разработки нефтяных залежей, вызывает большие трудности, так как нет достаточно точной и надежной методики определения его в лабораторных условиях. Методы определения нефтеотдачи и применяемая при этом аппаратура описаны в инструкции по исследованию кернов. Обычно в лабораторных условиях величины коэфициента нефтеотдачи получаются несколько заниженными. При проведении исследований необходимо возможно более точное соблюдение соответствия применяемого перепада давления с существующим при эксплоатации нефтяного пласта. Практически же в лабораторных условиях вследствие малой длины образцов породы применяемые перепады давления, несмотря на свою малую абсолютную величину, намного превышают в своем относительном значении перепады давлений, существующие при эксплоатации нефтяных пластов. § 4. ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ФЛЮИДОВ В ПЛАСТОВЫХ УСЛОВИЯХ

Для изучения процессов движения и вытеснения нефти из нефтесодержащих коллекторов большое значение имеют физические свойства флюидов — нефти, газа и воды. Основными являются вязкость, уд. вес, растворимость газа в нефти, причем все эти свойства должны быть установлены с максимальным приближением к природным условиям нефтяных пластов. К сожалению, до сих пор не существует надежных приборов-снарядов, обеспечивающих отбор проб нефти и газа с забоев нефтяных скважин с сохранением в них пластового давления и температуры.

88

Глава V

Скорейшее конструирование и изготовление таких пробоотборников являются насущными задачами. В силу указанных причин практически приходится прибегать к некоторым расчетам, позволяющим решать поставленные задачи с известным приближением. В я з к о с т ь нефтей различных залежей изменяется в очень широких пределах в зависимости от их химического состава и условий залегания. Так, например, известно, что повышение молекулярного веса той или иной нефти обусловливает увеличение ее вязкости. На вязкость нефти оказывают влияние давление и температура. В нефтяных пластах! залегающих на значительных глубинах, влияние обоих этих факторов, естественно, возрастает. Если рассматривать только изменение давления при постоянной температуре, то вязкость нефти с увеличением давления несколько возрастает, но незначительно. Гораздо больше влияние температурного фактора. Экспериментальные работы показывают, что с повышением температуры вязкость нефти понижается сначала быстро, а затем медленно; при этом тяжелые нефти дают крутые кривые, а легкие —- более пологие. Поскольку с глубиной залегания земных слоев происходит повышение температуры (в условиях нефтяных месторождений геотермическая ступень обычно ниже средней для земной коры), вязкость нефти Б пластах всегда ниже вязкости, измеренной на поверхности. Это понижение зависит, как уже отмечалось, от состава нефти и температуры. Приближенно для средней нефти при температуре пластов, залегающих на глубинах порядка 1500—1700 м, можно считать, что вязкость нефти вдвое меньше вязкости той же нефти на поверхности. Наблюдаемое понижение вязкости нефти с глубиной залегания нефтяных пластов, несомненно, является благоприятным фактором для облегчения условий ее фильтрации через пористую среду коллектора. Определять вязкость в зависимости от давления и температуры следует в лабораторных условиях. В качестве исключения, в случае отсутствия необходимой аппаратуры, можно использовать готовые кривые изменения вязкости средних нефтей в зависимости от указанных факторов. Так, например, можно воспользоваться графиком [65], приведенным на фиг. 3, чтобы определить вязкость нефти при пластовом давлении, если последнее больше, чем давление насыщения. При этом должны быть известны давление насыщения и вязкость насыщенной газом нефти. Для определения (по фиг. 3) вязкости при пластовом давлении сначала находят разность между пластовым давлением и давлением насыщения, проводят вертикальную прямую из этой точки до пересечения с прямой, обозначенной величиной заданной вязкости насыщенной нефти, и по точке пересечения отсчитывают значение искомой вязкости по оси ординат. Вязкость насыщенной газом нефти может быть определена с помощью данных фиг. 7. Определение у д е л ь н о го в е с а нефтей в пластовых условиях представляет нелегкую задачу при отсутствии пробоотборника, сохраняющего в пробе нефти природные условия нефтяного пласта. В таких случаях необходимо учитывать состав газа, величину газового фактора, уд. вес газа, давление и температуру пласта, коэфициент расширения нефти при изменении температуры и коэфициент сжатия нефти при пластовом давлении.

Изучение физикогеологических параметров месторождения

89

Пользуясь экспериментальной зависимостью [46], можно также приближенно установить уд. вес нефти в пластовых условиях с учетом растворенного в ней газа. Для этого должны быть известны: 1) газовый фактор G, M /M ; 2) уд. вес газа (относительно воздуха) у г ; 3) уд. вес нефти у,„ три 3 ; 4) пластовое давление Рпл> am; 5) пластовая температура tnn, °C. S

3

Уточнение

%W0 100 200 300 Давление, am Уточнение

0

SO ЮО 150 200 250 300 350 Нревышвте пластового дабптш над давление/! .т?сыщ ешп

Да8лепие,ат

Фиг. 3. Увеличение абсолютной вязкости нефти с повышением давления выше давления насыщения.

Уд. вес насыщенной газом нефти при 15,5° С определяется формулой 1+0,001220 — У иг = Ун

У

(5.2.1)

1+0,00122 G ^ 1

у г —кажущийся уд. вес газа в жидкой фазе (т/ж 3 ), который представляет собою отношение приращения веса жидкости при растворении в ней газа к приращению ее объема. Для определения уГ служит фиг. 4. В полученное значение yH'v необходимо внести две поправки: на пластовое давление Р п л , которая находится с помощью фиг. 5, и на пластовую температуру tnn (фиг. 6). После внесения обеих поправок находим уд. вес нефти с учетом растворенного газа в пластовых условиях: где

(5.2.2)

90

Глава V

Вычисляем коэфициент увеличения объема нефти, т. е. величину, 1 устанавливающую, какой объем в пластовых условиях занимал 1 м нефти, замеренной на поверхности: g

=

Ун+

0.Q0.22 аУг

( 5 2 3 )

Р а с т в о р и м о с т ь газ а в нефти оказывает большое влияние на состояние ее вязкости и поверхностного натяжения. Растворенный газ уменьшает эти свойства; наоборот, при освобождении газа из растворенного состояния вязкость нефти сильно возрастает. Поверхностное натяжение вследствие растворения газа уменьшается примерно с той же интенсивностью, с какой ИЛ 0,6 0,7 Qfi 0,9 1,0 V U Ш уменьшается вязкость. ИзФиг. 4. Зависимость кажущегося уд. веса газа меняется также и уд. вес в жидкой фазе от его относительного уд. веса нефти. при растворении газа в различных нефтях: Вполне очевидно, что ~у — кажущийся уд, вес газа в жидкой фазе! т}м?; влияние растворенного газа y — уд. вес газа. на вязкость, поверхностное натяжение и уд. вес нефти, т. е. на ее важнейшие физические свойства, имеет большое значение потому, что последние сильно влияют на продвижение нефти по пласту, определяя собою сопротивление течению. г

v

АО 0 AT 300 '200 150 100 70

Oflt ОМ 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0

Фиг. 5. Поправка к уд. весу насыщенной газом нефти на пластовое давление: — поправка на пластовое давление; 'нг—УД» в е с газированной нефти.

0,09 0,08 0,07 0,06 0,05 0,0k 0,03 - - - ^ 0,02 0,01 0 0,60 0,65 •

—

•

^2?—-^—

.

~ 1

-

—

—

—

.

—

•" "•""

—

^

•

г—<^<: -1

.—.

•*-"—»— —

—

.

ч

0,70

II»

0J5

0,80

иг

Фиг. 6. Поправка к уд. весу насыщенной газом нефти на пластовую температуру: Лу — поправка на пластовую температуру; у н г — уд. вес газированной нефти при 15° С.

Приводимый из статьи Г. К. Максимовича [45] график (фиг. 7) определяет зависимость между вязкостью насыщенной газом нефти и количеством газа, растворенного в 1 м3 нефти, если известна вязкость дегазированной нефти при пластовой температуре. Этот график, обобщая

Изучение физикогеологических параметров месторождения

91

результаты непосредственных измерений при исследованиях большого числа различных сортов нефти и газов, показывает, что растворение естественного газа сильно понижает вязкость насыщенной нефти, притом тем резче, чем больше вязкость дегазированной ~/i нефти. Так, например, при растворении 40 м3/м3 в нефти, имеющей в дегазированном состоянии вязкость, равную 10 сантипуазам, ее вязкость снижается до 3,5 сантипуаза. Нефть же вязкостью 1 сантипуаз при растворении того же количества газа приобретает вязкость, равную 0,65 сантипуаза. Можно также заметить, что наибольший эффект снижения вязкости имеет место при растворении первых, сравнительно небольших ко60 W WO ПО W ISO 180 200 220 240 G личеств газа. Так, для нефти

ВЯЗКОСТЬЮ 10 с а н т и п у а з

Фиг. 7. Изменение вязкости нефти при насыщении ее газом:

в дегазированном состоянии насыщенной газом нефти, сантипуаз; растворение первых 40м3/м3 /* вязкость G — количество растворенного газа> ' 1 газа приводит к уменьшению вязкости до 3,5 саитипуаза, а дополнительное растворение еще 40 м3/мл снижает вязкость до 2,3 сантипуаза. А

§ 5. ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН

т ^смотренные выше различные физико-геологические параметры, характеризующие те или иные свойства пород, устанавливаемые па основании лабораторных исследований отобранных из скважин кернов и снятия кароттажных характеристик по отдельным скважинам, недостаточно характеризуют месторождение в целом. Во-первых, отбираемые из скважин керны при прохождении нефтяных пластов характеризуют только часть разреза пласта, поскольку нет возможности обеспечить сплошной отбор кернов. Во-вторых, в лабораторных условиях при определении коэфициента проницаемости нефтесодержащих пород трудно воссоздать условия, близкие к пластовым. Поэтому в действительности коэфициент проницаемости породы при продвижении через нее нефти в пласте может значительно отличаться от среднего коэфициента проницаемости, полученного в результате лабораторных исследований. В целях взаимного контроля и получения более надежных определений коэфициентов пористости и проницаемости, характеризующих всю или по крайней мере значительную часть породы пласта, притом именно в естественных пластовых условиях, производится обработка данных эксплоатации и исследования разведочных скважин путем решения так называемых обратных задач подземной гидравлики. Зная из данных эксплоатации и исследования скважин дебиты их и ряд условий, в которых происходит приток к ним жидкости, можно определить некоторые неизвестные параметры, характеризующие проницаемость породы пласта, а в некоторых случаях, определить и расстояние до контура питания.

92

Глава V

В ряде случаев, когда процесс эксплоатации пласта сопровождается проявлениями упругих свойств газа и ЖИДКОСТИ, МОЖНО установить и среднюю пористость породы. Для определения методом обратных задач подземной гидравлика некоторых свойств нефтесодержащих пород необходимы следующие данные об эксплоатации и исследовании скважин: а) местоположение на структуре забоев скважин с указанием разреза продуктивной части залежи, величины и способа вскрытия пласта; б) ежесуточные данные по всем первым разведочным и эксплуатационным скважинам о дебитах нефти, воды и газа, а также замеры забойных давлений и число часов работы каждой скважины; в) данные исследований скважин методом установившихся отборов (при этом желательно, чтобы при исследовании каждой данной скважины ближайшие одна или две скважины не работали, но чтобы в них одновременно замерялись величины пластовых давлений); г) результаты систематических замеров пластовых давлений во всех скважинах и карты изобар на различные даты разработки залежи; д) наличие одной или (при значительной площади нефтеносности залежи) двух-трех скважин-пьезометров для контроля за общим характером изменения давления в нефтяном пласте. Скважины-пьезометры (контрольные скважины) должны располагаться за контуром нефтеносности залежи. Ими могут стать те разведочные скважины, которые попадают в обводненную, непродуктивную часть пласта.

Р А З Д Е Л

ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ

Т Р Е Т И Й

ОСНОВЫ

ГЛАВА

РАЗРАБОТКИ

VI

ГИДРОДИНАМИЧЕСКАЯ СХЕМА НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ § !. ОСНОВНЫЕ ПРЕДПОСЫЛКИ

При проектировании рациональных методов разработки и разведки нефтяных и газовых месторождений возникает ряд вопросов, которые могут быть решены с нужной степенью точности только методами подземной гидромеханики и теории фильтрации. К таким главнейшим вопросам можно отнести: 1) расчет дебитов в нефтяных месторождениях; 2) продвижение границы раздела двух жидкостей в пористой среде; 3) определение наивыгоднейших схем расположения рядов скважин и установление порядка их эксплоатации. Так как пласт не представляет собою однородной среды, то в расчетах приходится исходить из средних для определенных участков пласта физических констант — пористости, проницаемости, мощности и т. д. Практика гидротехнических расчетов и уже выполненные практические работы в области нефтяной фильтрации оправдывают такое осреднение. Далее большинство задач нами рассматривается как плоские задачи теории фильтрации. Обоснованием этого служит то обстоятельство, указанное, в частности, В. Н. Щелкачевым [140], что размеры пластов в плане во много раз больше изменений их вертикальных отметок. По этой причине можно рассматривать вместо истинного течения в пласте проекцию течения на горизонтальную плоскость, т. е. картину потока в плане. В плане для всякого нефтяного месторождения, которое, для общности, предполагается граничащим с краевой водой, мы будем иметь три контура (фиг. 8): 1) проекцию контура месторождения по кровле пласта (контур abcd)\ 2) проекцию контура месторождения по подошве пласта (контур a'b'c'd'); 3) проекцию контура области питания со стороны вытесняющего нефть агента — обычно воды или газа (контур mpnq). На последнем давление мы будем считать уже известным и назовем его просто контуром питания. Подобная картина будет иметь место, если нефтяная залежь граничит также и с газом. Мы будем рассматривать случаи, когда вода или газ являются источниками сил, вызывающих приток нефти к скважинам вследствие разности напоров на контурах питания и на контурах скважин.

94

Глава VI

Далее мы будем предполагать, что площадь контакта между нефтью и вытесняющим ее агентом невелика по сравнению с площадью, ограниченной контурами нефтеносности по кровле или подошве. Тогда для расчета дебитов за расчетный плоский контур нефтеносности можно принять проекцию серединных точек площади контакта Ло — Со (фиг. 8) на горизонтальную плоскость. Таким образом, расчетным плоским контуром нефтеносности мы будем считать средний контур aoboCodo (между контурами нефтеносности abed и a'b'c'd! по кровле и подошве пласта). Обоснование, этого заключения приведено в § 2. Сведя задачу к плоской, мы можем далее рассматривать стягивание плоского расчетного контура aoboCodo и при расчетах дебитов и количеств извлеченной жидкости умножить мощность на горизонтальные перемещения расчетного контура нефтеФиг. 8. Схема движения проекции контура нефтеносности. носности на горизонтальную плоскость. Таким образом, мы приходим к модели потока нефти в пласте в виде потока в трубке переменного сечения (фиг. 10), сечение / которой в каждый момент определяется уравнением (6.1.1) где х~~периметр расчетного контура нефтеносности; Л— мощность пласта. § 2. ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА РАСЧЕТНОГО КОНТУРА НЕФТЕНОСНОСТИ Заменим мысленно первый, ближайший к контуру нефтеносности ряд скважин в нефтяном пласте мощностью h с углом наклона а (фиг. 9) дренажной галлереей с дебитом, равным дебиту всех скважин месторождения. Пласт предположим плоским. Пусть на границе раздела ЛВ между нефтью и вытесняющим агентом потенциал равен Ф к , а в галлерее — Ф с . Под потенциалом мы будем везде подразумевать величину к

'-

г

ч

(6.2.1),

где Л:—проницаемость ср^ды; JM — вязкость жидкости; р —давление; у —уд. вес жидкости; z~ превышение рассматриваемой точки пласта над какой-либо горизонтальной плоскостью, принимаемой при отсчете высот за начальную.

Гидродинамическая схема нефтяной залежи

95

Для упрощения мы принимаем, что ввиду небольшой величины зеркала — зеркальной границы раздела, обозначаемой через ЛВ = / з е р (фиг. 9), — по сравнению с расстояниями от галлереи 1\ и h потенциал на нем можно считать постоянным. Будем считать, что приток dQ к каждому элементу dy галлереи, выделенному на высоте у от подошвы, происходит параллельно плоскости пласта, независимо от остальных элементов, по закону Дарси: d Q = *~" ^ г д е

c

(6.2.2)

dy,

//cos а

v

''

—I

расстояние элемента dy до границы раздела, отсчитывавCOS (X мое параллельно ф*. плоскости пласта; / — проекция этого расстояния на горизонтальную плоскость. Ширина галлереи принята равной единице. Из фиг. 9 видно, что /

/а

cos a

COS а

'

sin а

Таким образом, ф.

11

к

+

у

dy, (6.2.3)

cosa ' sineT

9. К вычислению дебита скважины при горизонтальном положении границы раздела между водой и нефтью.

Интегрируя, получаем дебит Q на единицу ширины всей галлереи: — Ф.

Фс) sin a In cos a

У —

COS a

h Sin а

пп

cos а

sin а

(6.2.4) так как величина /zctga равна размеру зеркала /зерк. Заметим, что с достаточней точностью 1п(1-}-х), где можно представить приближенной формулой

'зерк

Погрешность этой формулы наглядно видна из следующей таблицы: Таблица 1 X

0

0,5

% ошибки формулы (6.2.5) . . .

0

-1,3

1

«4,0

2

-9,0

3

—13,3

5

—20,3

96

Глава VI

Из табл. 1 видно, что формула (6. 2.5) дает несколько преуменьшенное значение дебита и, таким образом, создает некоторый расчетный запас. Формулу (6. 2. 5.) можно легко вывести из разложений

каждое из которых справедливо при |х|'< 1. Тем не менее погрешность, меньшая 20%, обеспечивается для значений |х|<^5, и для х] = 1 она равна 4%, что вполне допустимо для технических расчетов. Учитывая формулу (6.2.5), для Q из (6.2.4) получим; ( ф к - Фс)

(Ф к — Фс) h cos «

(6.2.6)

зерк

Из (6.2. 6.) и фиг. 9 следует, что при расчете дебита можно пользоваться формулой Дарси для плоского потока, но за длину считать расстояние L = /х -|

тр *зерк»

(6.2.7)

что и доказывает наше утверждение для размеров поверхности раздела сравнимых и даже в несколько раз превосходящих расстояния от скважин до контура нефтеносности по подошве пласта. Вышеприведенный анализ исходит из горизонтального положения границы раздела. В действительности перемещение контура нефтеносности по подошве пласта опережает движение контура по кровле, и граница раздела, ранее горизонтальная, в дальнейшем перестает быть таковой. Рассматривая процесс вытеснения нефти по изложенной выше плоской схеме и вычисляя дебиты и сроки эксплоатации по среднему контуру, мы опять допускаем ошибку в сторону преуменьшения дебитов, что также идет в расчетный запасВытесняющий агент прорвется в скважины раньше, чем их достигнет плоский расчетный контур, и некоторое время скважины будут давать совместно нефть и вытесняющий агент. Будем считать, что скважины оборудованы противоконусными приспособлениями [114, 117] и что контур нефтеносности по кровле также имеет возможность достигнуть скважины. Ведя расчет по движению среднего контура, мы тем самым учитываем нефть, отбираемую вместе с вытесняющим агентом, т. е. приближаемся к реальному процессу.

ГЛАВА

VII

РАЦИОНАЛЬНЫЕ СХЕМЫ РАЗМЕЩЕНИЯ СКВАЖИН В НЕФТЯНЫХ ПЛАСТАХ С НАПОРНЫМ РЕЖИМОМ § I. ОБЩИЕ ЗАМЕЧАНИЯ

В общей постановке задача может быть сформулирована следующим образом: требуется заданное число скважин п разместить и эксшюатировать так, чтобы по окончании разработки площадь целиков была возможно меньшей, а вся поддающаяся извлечению нефть была изъята из пласта в кратчайшее время. Несмотря на то, что в отдельных случаях, конечно, могут иметь место другие требования и условия, здесь мы будем исходить из сформулированных выше. Исходя из этого, скважины следует расставлять так, чтобы первоначальный контур нефтеносности стягивался по возможности равномерно. При этом условии скважины окажутся расставленными вдоль некоторых линий, геометрически подобных или почти подобных первоначальному контуру нефтеносности. Вообразим, что эти линии заменены дренажными галлереями, в которых поддерживается противодавление, близкое к тому, какое имеется в скважинах, и будем искать положение этих галлерей при заранее заданном их количестве из условия, что контур нефтеносности должен стягиваться в кратчайшее время. Таким образом, мы сведем задачу размещения скважин к определению положения заданного числа линий, вдоль которых будут расставлены скважины, причем эти линии будем считать галлереями. Действительную линию со скважинами будем называть рядом. Переход от галлерей к рядам скважин при расчете действительных дебитов и сроков будет изложен в главе VIII. Точное решение задачи о продвижении в пористой среде границы раздела двух жидкостей с различными физическими константами — вязкостью и плотностью — в общем случае еще не получено вследствие пока непреодолимых математических трудностей. Точные решения известны только для простейших примеров — прямолинейного и радиального движений. Поэтому приходится пользоваться приближенными методами, которых на сегодня имеется несколько: метод акад. Л. С, Лейбензона [120], профессоров В. Н. Щелкачева, И. А. Чарного [135], М. Д. Миллионщикова и др. Большинство этих методов исходит из предварительного решения задачи о стягивании контура нефтеносности для одножидкостной системы с последующей поправкой (тем или иным образом) на различие физических констант вытесняющей и вытесняемой жидкостей.

98

Глава VII

Метод, развиваемый в настоящей работе, исходит из достаточно хорошо зарекомендовавших себя во многих технических задачах представлений и понятий гидравлики одноразмерного медленно изменяющегося фильтрационного потока. Это дает нам основание при размещении рядов скважин рассматривать последние как галлереи. То обстоятельство, что ряды, размещенные на месте этих галлереи, также дают минимум времени эксплоатации, было подтверждено с большой точностью исследованиями МНИ [127], а также специальными модельными исследованиями на электрических сетках (см. § 6, гл. XV). Эти исследования исходили из схемы течения одножидкостной системы, когда физические константы вытесняющей и вытесняемой жидкостей одинаковы и были поставлены специально для сравнения с «галлерейным» методом. Для нефтяного месторождения полосовой формы при равных расстояниях между скважинами в рядах (как это обычно имеет место) результаты совпали с данными «галлерейного» метода, а для месторождения круговой формы дали расхождение около 6%. Поскольку физические константы таких геологических объектов, как нефтяные пласты, обычно известны с точностью, не превосходящей 10—15%, «галлерейный» метод, позволяющий разрабатывать сравнительно простые проектно-расчетные схемы, следует признать вполне приемлемым. § 2. ДББИ.ТЫ ГАЛЛЕРЕИ И СРОКИ ПРОДВИЖЕНИЯ КОНТУРА НЕФТЕНОСНОСТИ

Рассматриваемая здесь задача является одной из общего комплекса задач теории неравномерного одноразмерного грунтового потока. Изображением схемы течения может служить трубка переменного сечения, являющаяся моделью пласта (фиг. 10). Площадь поверхности раздела обозначим через f, а ее положение — линейной координатой s, определяемой с таким расчетом, чтобы величина mfds была равна объему вытесненной нефти; т — коэфициент эффективной пористости. Таким образом, для реальных месторождений f = %h, где /—периметр контура нефтеносности, h — мощность, ds — средГ е К н е е ^р ем^о сечения в перемещение точек контура нефти, которой нефть вытес" а контуре питания со стороны вытесняющего няется водой. агента — воды или газа — считаем известным напор р к (в атмосферах), в сечении s = I — в нефтяной части — известен напор р с , создаваемый скважинами (тоже в атмосферах). В данном случае под напором будем подразумевать не пьезометрическую высоту, а сумму p + yz, где р —давление в данной точке пласта, а г — превышение этой точки над произвольной горизонтальной плоскостью, от которой будем отсчитывать высоты. Для краткости напор в атмосферах будем обозначать просто через р. Таким образом, нижеследующим анализом охватываются случаи напорной фильтрации в пластах как с пологим, так и с крутым падением при любых условиях на границе раздела между нефтью и граничащей с ней жидкостью или газом. Случай безнапорной фильтрации с образованием пьезометрической поверхности в пределах нефтеносной части пласта в окрестности скважины, как не имеющий практического значения для большинства месторождений, мы не рассматриваем.

Рациональные схемы размещения скважин в нефтяных пластах

99

Переходим к вычислению скоростей и расходов. Согласно закону Дарси расход д в трубке-пласте переменного сечения равен

.

LJE-f

аав

*

li

ds

по\\

"

\1.4*1)

где к—проницаемость, /л—вязкость жидкости. Если известны напоры рг и р2 в двух сечениях трубки-пласта st и sa» отсчитываемых по направлению течения, то расход q можно выразить в интегральной форме из (7.2.1) следующим образом: а р

kf

as

'

Интегрируя последнее выражение в пределах изменения переменных между первым и вторым сечениями, получим (считая /« — постоянной, a kf, для общности,—переменным) ds /

откуда

7 ds

Ч /

Пользуясь этой формулой, для расхода вытесняющего агента д& или нефти qH на границе раздела (фиг. 10) получим> обозначая напор на границе раздела через ргр:

'•j

kf

J

kf "*" H J kf

Для скорости продвижения -^ границы раздела получим из условия неразрывности потока (7-2.3) ds , /* <& - - 4- и # I —г / S

K

где к—-проницаемость; /«а, ^ и —вязкость вытекающего агента и нефти; q—объемный расход в трубке-пласте. Обозначим через R($) произведение

Тогда из (7.2.3) имеем:

где

=рк— Рс

Глава VII

100 Интегрируя, получаем:

(7.2.5) где s0—начальное положение границы раздела. Формула (7.2.5) справедлива при переменных к, т и Ар, которые должны быть известны как функции координаты s. В частном случае, если т и Ар постоянны, (7.2.6) Если Ар известна как функция времени, а не расстояния, то расчет времени несколько изменяется. В этом случае из (7.2.3) определяем произведение Ap-dt:

dp-dt=mR(s)ds и, интегрируя, получаем:

/* Ap-dt =

fmR(s)ds.

(7.2.7)

Уравнение (7. 2. 7) определяет связь между t и s в неявном виде. Решая его относительно t или s, мы сможем указать положение границы раздела в любой момент времени. § 3. РАССТАНОВКА ГАЛЛЕРЕЙ В НЕФТЯНОМ ПЛАСТЕ С НАПОРНЫМ РЕЖИМОМ

При решении этой задачи будем исходить из модели пласта в виде трубки переменного сечения. Пусть известны границы первоначального положения контура нефтеносности 50 и sn = / (фиг. 11). В сечении sn расположена галлерея; общее число галлерей—п. Требуется найти положения $1г 5 2 , . . ., sn—i(n — 1) галлерей, которые должны быть размещены так, чтобы общее время вытеснения нефти вытесняющим агентом было наименьшим. На контуре питания агента—ннапор рК, в галлереях—р с . Предполагается, что каждая галлерея выключается, как только до нее дошел вытесняющий Фиг. 11. Схема расстановки галлеагент—вода или газ. рей в пласте — трубке переменМестоположение галлерей должно ного сечения — при напорном режиме определять положение рядов скважин. При решении этой задачи нужно различать два случая: 1) когда депрессия р к — р с = /|р известна как функция расстояния s: Ap=Ap(s). 2) когда депрессия рк—рс = Др известна как функция времени:

Ар = Арф Рассмотрим сначала первый случай.

Рациональные схемы размещения скважин в нефтяных пластах

101

Предположим, что вытесняющий агент дошел до i—1 галлереи и вытесняет нефть к ьй галлерее (г = 1 , 2 . . . л). Тогда согласно (7.2.5) для промежутка времени /i_i, i, в течение которого нефть будет извлечена из участка пласта между (г — 1)-й и йй галлереями, получим:

ч

(7.3.1)

f2f

R(s) определяется (7.2.4). Общее время /0-п эксплоатации пласта всеми галлереями получим, суммируя (7.3.1): п

/

*•*

п

s

Ч (7

- 3 - 2)

Чтобы найти все $и при которых *о-п будем минимальным, нужно приравнять нулю частные производные

При этом необходимо учесть, что в (7.3.2) величины Si являются также параметрами, и при вычислении производных следует пользоваться известной формулой диференцирования определенного интеграла по параметру

± «I (a)

(7.3.3) Представляя (7.3.2) в виде -

•

I f f

*

i

Ш

Ш Ж >~Ч

Ш

ШЖ- л~Ш

Ч+Х

+/ и учитывая (7.3.3), получим:

Ч—1

mf\

S

K

*

102

Глава VII

или, раскрывая скобки и сокращая, имеем: Ч ds

"" ЙР )i /

¥

*/

=

а

(7 3 4)

' '

Индекс Г выражает значение указываемой величины, когда граница раздела находится в сечении s = Si- Формула (7.3.4) является искомой. Она выражает рекуррентную связь между тремя последовательными значениями Sj_i, su Si+ь откуда все Si могут быть определены. Заметим, что из (7. 3.4) и всего настоящего вывода следует, что положение точки, от которой ведется отсчет координаты s, безразлично. Для большей определенности нумерацию галлерей мы всегда будем вести по течению вытесняющего агента. В общем случае определение положений галлерей sl9 s«, . . ., s n -i приходится производить при помощи последовательных приближений следующим образом. Перепишем (7.3.4) в виде - i , sif Si+i) — 0.

(7.3.5)

Задаемся сначала каким-нибудь первым приближением для значения Si. Обозначим его через (Si)i. Тогда, так как so известно, из (7.3.5) можно найти (s 2 )i; далее, так как ( S J ) I H ( S 2 ) I теперь известны, то из (7.3.5) можно найти (s$)i и т. д. до тех пор, пока не найдем (s n )j, которое, вероятно, будет отличаться от заранее заданного s n . Тогда несколько изменяем (si)i и заменяем его вторым приближением (Si) 2 , после чего весь расчет повторяется. Три четыре приближения должны дать хорошие результаты. Для ускорения и облегчения расчетов рекомендуется пользоваться графиком отношения

—-—*=<р -—*=<р ( Н1-1

\\

}}, 5

г+1 +1

который

можно

/

построить

по известному уравнению (7.3.4). Из (7. 3. 4) следует вывод большой практической важности, а именно: наивыгоднейшие местоположения галлерей не зависят от вязкости вытесняющего агента и нефти и, следовательно, от расстояния до контура питания. Перейдем теперь к случаю, когда депрессия Ар есть заданная функция времени. Если все время Ар>0, что обычно имеет место, то наивыгоднейшие расстояния Si, при которых /о_п будет минимальным, можно определить из следующих рассуждений: если Ар>0 и является известной функцией времени, то Si, при которых будет минимум /о—п> одновременно обусловят минимум интеграла:

J

«о. •п

Apdt.

о

Учитывая (7.2.7), имеем: ds

Рациональные схемы размещения скважин в нефтяных пластах

103 :

Приравнивая нулю - ^ - , получим соотношение между Si_i, sti &ч-н

%

^

=

Ч

,

Si

s+(m/)s а

^

J ~Щ)Т-

Уг

а

4-1

или

8

^-f

8

«

( m / ) i

к

Ч

+ |

! ^У ж ' \ s

i

i

/

S

K

«i+l

Ч

i+i

f = 0.

mtds - (mf):s f

(7.3.6)

Отсюда указанным выше способом последовательных приближений могут быть найдены и все S\. Важно отметить, что расстановка галлерей в этом случае не зависит от вида функции dp~Ap(t). § 4, РАЦИОНАЛЬНАЯ РАССТАНОВКА ГАЛЛЕРЕЙ В ПЛАСТАХ ОСНОВНЫХ ФОРМ I. Полосообразная залежь

1. Водонапорный режим (Др — const) При постоянных в среднем по пласту пористости пг и проницаемости к согласно (7.3.4) шш (7. 3i6) имеем:

4-1

4

Для полосообразной залежи, где / = const (фиг. 12), из (7.4.1) получаем: Si—Si_i = Si+i — Si = const,

(7.4.2)

т. е. расстояния между рядами скважин должны быть одинаковыми. При одностороннем питании располагаем последнюю галлерею в наиболее возвышенной части структуры — у литологической или тектонической границы пласта, а остальные галлерей — между контуром нефтеносности и последней галлереей на равных расстояниях. При двустороннем питании одну галлерею располагаем на оси складки, а остальные на равных расстояниях между осевой галлереей и контурами нефтеносности. 2. Газонапорный режим В общем случае Ар Ф const (фиг. 13). Полагая попрежнему к и m постоянными, согласно (7.3.4) получаем: Ч

Si—1

5-ж/ Si

4+1

ds

-

(7 4 3)

--

Пренебрегая вязкостью газа, можно считать давление на границе раздела газ—нефть равным среднему давлению в газовой части пласта. Режим, естественно, считаем изотермическим.

104

Глава VII

Если Vo и ро — начальные объем и абсолютное давление газа (в атмосферах), то давление рк газа в данный момент определяется из уравнения, следующего из закона Бойля-Мариотта: (7.4.4) где

Q(/)_- приведенный к атмосферному давлению объем закачанного газа, который может быть функцией времени; при извлечении газа Q(t), очевидно, отрицательно; 'o + VCs) — объем газа в залежи при данном положении границы раздела. Для депрессии получим =

-

РоУо+<И0

Фиг. 12. Схема расстановки галлерей при прямолинейном движении границы раздела между водой и нефтью.

п

/7 л *\

Фиг. 13. Схема расстановки галлерей при прямолинейном движении границы раздела между газом и нефтью при закачке газа в шапку.

Из (7.4.5) видно, что в общем случае Ар является одновременно функцией времени и координаты 5, Ар— Ap(s, t). В силу этого не представляется возможным дать аналитическое выражение для скорости продвижения границы раздела в конечном виде, а также аналитическое выражение в виде конечного соотношения для расстановки галлерей. В случае депрессии, являющейся одновременно функцией s и t Ар (s, t), в частности при закачке газа, можно только производить оценки всех показателей — срока эксплоатации месторождения, дебитов, стоимости — для заранее установленной сетки скважин. В этом случае следует рассмотреть несколько вариантов и остановиться на наиболее оптимальном. Если закачку или отбор газа в газовую шапку или из нее не производят, то Q(t) = Q, и Ар есть функция s, Ap = Ap(s). Тогда (7.4.6) Рк — где Ь — ширина залежи, h—мощность пласта.

Рациональные схемы размещения скважин внефтяных пластах 105 Отсюда депрессия Лр равна -я

_ я-

— УК

Ро^о I/

УС—

I ^ии„

v

-

(Po-PJVo-mbhsp^ I/

НС

I — ы,„

•

\'ш

^' ' /

Забойные давления рс считаем постоянными. Из (7.4.3) получим: —

s

l

(7.4.8)

Лр{

или, учитывая (7.4.7),

/

(Po

Vo — mbhspc

Ч-l

I JjL. mbh

- Рс) Vo — mbhspc]

mbhpc (Po - Рс) Уо

»mbhpc

(mbhpc)

In

Po - P c

Pi

In

Обозначаем:

mbhpc.Si

(7.4.9)

— Pc) V o S

t—1

S

; /,

==%!.

(7.4.10)

Из (7. 4. 10) получим:

Рекуррентная формула (7.4. 11) позволяет найти все h, так как = 8 : ^ . = 0 и Xns=~ известны. Расчет приходится производить методом последовательных приближений, как указывалось в § 3. Если объем газа очень велик по сравнению с объемом нефти, то из (7.4.10) следует, что 10 будет большим числом, а отношения %% малы и гораздо меньше единицы. В этом случае легко показать, что мы приходим к случаю постоянного давления р к , решение для которого дается формулой (7.4.2). Действительно, так как всегда /?>1, то при малых h левую часть (7.4.11) можно представить, разлагая логарифм в ряд:

h—i

106

Глава VII

В правой же части можно пренебречь h по сравнению с единицей и представить ее так:

откуда сразу получается прежний

результат:

3. Газо-еодонапорный режим Одним из очевидных требований, предъявляемых к рациональной схеме размещения заданного количества рядов скважин или галлерей, их представляющих, является условие, чтобы к последней галлерее оба агента подошли одновременно. В противном случае в залежи останется нефтяной целик, извлечение из которого нефти потребует дополнительных скважин. В общем случае задача размещения галлерей в этих условиях сводится к ранее рассмотренной и решается почти так же.

Фиг. 14. Схема расстановки галлерей при двухстороннем вытеснении нефти.

Изображением течения в пласте может служить поток в трубке переменного сечения (фиг. 14), где на контурах питания со стороны обоих вытесняющих агентов известны давления (pK)i и (рк)&* Пусть с одной стороны залежи требуется расставить п1 галлерей, а с другой л 2 , причем положения последних галлерей будут совпадать. На фиг. 14 расстояния SJJ>H S ^ обозначены через 1% и /а. Известны границы первоначального положения контура нефтеносности sp и s(? и общая длина L = / 1 + / 2 - Неизвестными являются положения всех галлерей, включая последнюю (по одной с каждой стороны). Эту задачу проще всего решить графически. Задаемся несколькими произвольными значениями lt = s^ и указанным в пп. 1 и 2 способом находим положения остальных пх — 1 галлерей, после чего согласно (7.3.2) вычисляем время /о—Й1, которое, таким образом, будет определено для нескольких значений lt. Затем строим кривую зависимости to^ni в зависимости от 1± (фиг. 15). о т Таким же образом строится кривая зависимости /о—п% hРасполагая затем шкалы lt и /2 навстречу друг другу из концов отрезка L = lt 4- h, мы в точке пересечения кривых находим положение последней галлерей. Дальнейший расчет производится, как в пп. 1 и 2. Если заданы не отдельно числа nt и п2 галлерей с каждой стороны, а общее их число л = гг1 + «2, то установление чисел пх и л 2 , обусловливающих минимум времени, следует производить для каждого варианта ( ^ = 1 ; п2 = п — \; п1 = 2; п2 = п— 2 и т. д., т. е. для различных сочетаний чисел галлерей со стороны газа и воды) указанным выше образом, останавливаясь на варианте, при котором /о—Л1 = /о—Па будет наименьшим по сравнению с другими.

Рациональные схемы размещения скважин в нефтяных пластах

107

4. Гравитационный рзжим При гравитационном режиме, когда в крутопадающем пласте напор обусловлен только разностью вертикальных отметок, уменьшающейся при истощении пласта, депрессия является функцией положения контура. В полосообразной залежи (фиг. 16) постоянной мощности (f = const) верхняя свободная поверхность жидкости Л А в пласте будет опускаться по мере извлечения нефти. Согласно фиг. 16, предполагая забойные давления (Pc)i равными кулю, получим: ^у (Si— s)tga, (7.4.12) где a — угол падения пласта, у— уд. вес жидкости.

°"пг

1г

Фиг, 15. Графическое определение положения галлерей при двустороннем вытеснении нефти.

Фиг» 16. К размещению галлерей при гравитационном режиме.

В этом случае из (7.4.3) получим неопределенность, указывающею, что то или иное размещение любого количества галлерей не влияет на время извлечения нефти. К этому же результату можно иритти из следующих элементарных соображений. Расход нефти в пласте при гравитационном режиме, когда в галлерее и верхнем свободном сечении избыточные давления равны нулю» определяется следующей формулой; к , (s—st) tga ку , . ,

—

• — - = _ £ _ /sin a = const,

(7.4.13)

cos a

т. е. является постоянным. Следовательно, такой пласт нужно эксплоатировать галлереей, расположенной в самом нижнем его сечении.

всего одной

II, Круговая залежь

/. Водонапорный режим Ар = const При круговой залежи, где f*=as, из (7. 4. 1) имеем: SJ

ZSU

=st In -?У±- .

(7.4.14)

108

Глава VII

Для /фуговой залежи начального радиуса нефтеносности RHt показанной на фиг. 17, за расстояния st можно принять радиусы галлерей Rb R2 . . . , перенумерованные по течению вытесняющего агента. Тогда (7.4.14) можно переписать в таком виде: 1п^- =

(7.4.15)

2Щ

Введя обозначение (7.4.15) из (7.4Л5) получим:

г

•*»

•— 1

2

(7.4 Л 7)

Qi-i

Уравнение (7.4Л7) можно представить графически в координатах

И

и с

помощью этого вспомогательного графика строить расчетную диаграмму (фиг. 18) 1 . Для построения ее задаемся безразмерным радиусом £>! = = -р-— (отношением радиуса

Фиг. 17. К размещению кольцевых галлерей при радиальном движении границы раздела между водой и нефтью.

наружной галлерей к радиусу контура нефтеносности). Пользуясь вспомогательным графиком, вычисляем безразмерные расстояния второй галлерей g2 = -^!-, затем третьей гал-

'« пока последнее не станет слишлереи 0 3 = т. д. до # „ « ком малым. По заданному Ql9 отложенному на оси абсцисс диаграммы, и найденному соотношению д2г отложенному на оси ординат, находим одну из точек кривой п =2. По найденному g2» отложенному далее на оси абсцисс, и соответствующему ему g3, отложенному на оси ординат, находим одну из точек кривой п = 3 и т. д. Задаваясь так различными значениями Q И повторяя указанный прием, получаем целую серию точек для л ~ 2 , и = 3 и т. д. После нанесения всех точек соединяем кривыми точки, относящиеся к одному и тому же номеру ряда. Далее проводим прямую для / i = l (одна галлерея), уравнение которой Q = х. Тогда шкала на оси абсцисс становится излишней, и можно пользоваться только шкалой по ОСИ Q.

Пользование диаграммой очень просто. Зная заданное безразмерное расстояние до внутренней галлерей (ft-й), мы отыскиваем это значение на шкале и проводим горизонтальную линию до пересечения с кривой. 1

Методика построения этой диаграммы разработана Б. Э. Казарновском.

Рациональные схемы размещения скважин в нефтяных пластах

109

обозначенной расчетным числом галлерей. В точке пересечения восстанавливается вертикаль, пересечения которой со всеми остальными кривыми (от п—1 до 1) дают на оси Q значения безразмерного положения остальных галлерей на залежи. В том случае, когда кроме некоторого числа галлерей в центре залежи имеется еще одна центральная скважина, за Qi принимают отношение радиуса скважины к радиусу нефтеносности, рассматривая эту скважину как внутреннюю галлерею с заданным положением на залежи. Это отношение находится также на оси о, но только на правой ее шкале. От найденного значения по этой шкале проводится горизон-

(Q00Q5)

Фиг. 18. График для расстановки галлерей при радиальном движении границы раздела между водой и нефтью.

таль до крутопадающих кривых, являющихся продолжением расчетных кривых в большем масштабе правой шкалы оси Q. При этом нужно помнить, что п в этом случае равно числу галлерей, в которое кроме заданного их числа входит также и центральная скважина. Определение остальных Q производится так же, как и раньше, т. е. по пересечениям вертикали через найденную на вспомогательной крутопадающей кривой со всеми вышележащими кривыми. Абсолютные радиусы галлерей находятся умножением R» на соответственно найденные о. Поясним сказанное на примерах. П р и м е р 1. Пусть необходимо определить оптимальное размещение шести галлерей на круговой залежи, радиус которой /б<=3000 м, а радиус внутренней галлерей (по соображениям геологического порядка) /? в =300 м. Сначала находим отношение д6300 : RН

зооо

по

Глава VII

Проводя горизонталь через это значение на левой шкале оси ординат диаграммы (фиг. 18) до пересечения с кривой л = 6 и восстанавливая в этой точке вертикаль, получим пять точек пересечения ее с кривыми: л = 5, л = 4, . . . , л = 1 . Отсчитываем значения этих точек по той же шкале: ^^^ [\ О О {X •

у%

£\

'Э'УСч •

л

/ч СС*5/"\ •

л

»^^ Л

£л QPC*

л

/ч Q /IО Cv

Получаем следующие радиусы галлерей: Rt *. 3000 - 0,8425 = 2530 м /?4 = 3000 - 0,375 ««1125 м # 2 = 3000-0,685 =2055 м /?б = 3000-0,235= 705 ж Я3== 3000-0,530 =1590 ж Я о = 3000-0,1 = 300 м. П р и м е р 2. Пусть необходимо разместить 8 галлерей с центральной скважиной, радиусом гс«=0,1л/, на круговой залежи, радиус нефтеносности которой /? н =1380 ли Найдя £э = -^80"" 0»0£КЮ725, проводим горизонталь, соответствующую этому значению, по правой шкале оси Q ДО ее пересечения с продолжением кривой л = 9 . Проходящая через эту точку вертикаль дает в пересечениях с кривыми л*=8, л = 7 , . . . , л = 1 следующие значения: р 8 = 0,025 , = 0,600 £6 = 0,230 = 0,735 р, = 0,350 = 0,870. Следовательно, радиусы галлерей имеют следующие абсолютные, значения: 1380-0,350 483 м м , 1380-0,230 318 м 1380-0,735 1015 м 1380-0,110 152 м 827 м з 1380-0,600 1380 0,025 35 м. /? 652 м / ? 4 = 1380 -0,473 8 2. Газонапорный режим При газонапорном режиме в общем случае Ар Ф const. Согласно (7.3.4)

~К J ФИР. 19. Схема размещения кольцевых галлерей при радиальном движении границы раздела между нефтью и газом, находящимся в газовой шапке.

U

/

ds

Т

(7Л18)

Если газ из газовой шапки не отбирается и в газовую шапку не нагнетается, то давление в ней будет изменяться в соответствии с отбором нефти из пласта (фиг. 19):

= у, + /$^ЩпйГ>

где Ro — начальный радиус газовой шапки, Уф— ее начальный объем, г—радиус газовой шапки в данный момент. h — мощность пласта.

(7.4.19)

Рациональные схемы размещения скважин в нефтяных пластах 111 Далее Р

Р=

^^

Р=

(7.4.21) Согласно (7.4.18) получим, заменяя обозначение границы раздела s переменным радиусом г (фиг. 14):

координаты

2nrh (V0 — n

2ШГ fi--

7iR\hm) (Po — Pc) V0-\--MR$hpcm—nR^hpcm jf

2nri 2nrh

ИЛИ 11 Bi

/* Г

J

r /V (VQ — -rrD2h nR$hm _±_ „r%Urrt\ (Po - P c ) v o + ^ о 3 Л р f

m

- dr

J Интегрируя (7.4. 22) и вводя обозначения ~^°

(/.4.

и (7,4.24)

-ъ—гт-r—в, получим:

' m-1 Если начальное давление p0 и объем газа Vo достаточно велики и, следовательно, g-t и e^f малы, то формула (7.4.25) переходит в формулу (7.4. 15) для случая постоянного давления рк .Действительно, разлагая логарифм в (7. 4.25) в ряд и отбрасывая высшие степени малых величин ед\, ££?_!, получим для левой части (7.4.25): 4г- In —7— £,

1 —

4 2

v=,

K.-u.

(7.4.26)

Пренебрегая в правой части (7.4.25) членами (ef —е©) и ^ сравнению с единицей, мы приходим к формуле (7.4.15).

п о

112

Глава VII

3. Газо-водонапорный режим При газо-водонапорном режиме в круговой залежи расстановка галлерей производится таким же методом, как и в полосообразной залежи, но при этом используются соответствующие формулы круговой залежи. 4. Гравитационный режим При гравитационном режиме в круговой залежи остается справедливым вывод, сделанный для полосообразной залежи того же режима, т. е. и в круговой залежи нужна лишь одна галлерея, расположенная в нижней части залежи. §5. ВЛИЯНИЕ НА РАССТАНОВКУ ГАЛЛЕРЕЙ РЕГИОНАЛЬНЫХ ПО ПАДЕНИЮ И ПРОСТИРАНИЮ ПЛАСТА

ИЗМЕНЕНИЙ

До сих пор мы рассматривали рациональную расстановку галлерей при значениях k, m и h, предполагаемых постоянными по всему пласту. Если пласт неоднороден, то в предыдущих формулах к7 m, h будут переменными. В этом случае следует исходить из выражения (7.3.6), где величины kf и mf должны быть заданы как функции координаты s. Для уточнения отсчетов s можно ввести понятие о полюсе нефтяной залежи, ограниченной односвязным контуром. Выше везде мы исходили из требования, чтобы контур нефтеносности стягивался равномерно с минимальной площадью целиков, и из этого условия расставляли ряды скважин на местах идеализированных галлерей. Полюсом залежи назовем ту воображаемую точку, в которую должен стянуться первоначальный контур нефтеносности. Положение полюса можно всегда легко найти, пользуясь известными из геометрии свойствами гомотетичных фигур, например, построив два геометрически подобных контура нефтеносности и соединив прямыми положения двух соответствующих точек. В общем случае мы можем написать, что b (7.5.1) к а к

принимая х периметр и обозначая через h среднюю мощность вдоль периметра. Отсчитывая координату s от полюса, в силу требования о геометрически подобном стягивании контура нефтеносности можно считать, что (7.5.2) где 5 — будет расстоянием, соединяющим полюс с любой фиксированной точкой М стягивающегося контура нефтеносности, попадающей затем в положения М', М" и в пределе — в самый полюс. Так как постоянная а в (7.5.2) сократится, то уравнение (7.3.6) примет следующий вид: 1

J

1 ^ = 0;

(7.5.3)

-Щ—0.

(7.5.4)

Ч-i s

4

jjijj-

f

i+l

myhds - (mxft, f

Si—1

Напоминаем, что здесь под величинами mh и kh подразумеваются их средние значения вдоль периметра контура нефтеносности, проходя-

Рациональные схемы размещения скважин в нефтяных пластах

113

щего через заданную точку s и геометрически подобного своей первоначальной форме. Зная зависимость подинтегральных функций от s, т. е. зная распределение пористости, проницаемости и мощности по пласту, а также начальные и конечные отметки s0 и s n , мы методом последовательных приближений можем найти искомые положения остальных (п—1) галлерей. При наличии газовой шапки — двустороннего питания — и двусвязной области нефтеносности аналогичные расчеты положения галлерей выполняются для каждой из сторон питания при требовании, чтобы к последней галлерее вытесняющие агенты прорвались одновременно.

Фиг. 20. Размещение галлерей в случае полосовой залежи, состоящей из двух частей с различными характеристиками.

В тех случаях, когда контур нефтеносности должен перемещаться параллельно своему первоначальному положению # » const, то зависимость (7.5.2) не имеет места, заменяясь согласно (7.3.6) и (7.4.1) следующею: Si

/

ds

(7.5.5)

При этом положение начала отсчета координаты s в (7.5.5) несущественно. Для примера рассмотрим случай залежи из двух полос с разными фильтрационными характеристиками (фиг. 20). Пусть на длине 1г эти характеристики будут mv klt hlt на длине /2 — ш 2 , к2, h2. Требуется разместить п галлерей. Заданы начальное положение контура нефтеносности s o = O и положение последней галлерей s n = / i + / 2 Пусть на длине k находится щ галлерей, причем пх пока не известно. Из (7.4.2) получим для пх галлерей, расставленных в первой полосе, , (7.5.6) где Л1г — расстояние между галлереями в первой полосе. Таким образом, для первой полосы получается прежний результат. Аналогично для второй полосы получим: (7.5.7) — Srn+2 = - • • —

114

Глава VII

Полагая теперь в (7.5.5) последовательно i~nx и i = лх -4-1, получим, обозначая через хг и х2 расстояния ближайших к границе раздела галл ерей: ; (7.5.8) е

2»2

ш

_1. •

(7.5.9)

ь

К этим уравнениям добавляются еще следующие: = /2,

где

(7.5.10)

щ^п~~~пг. (7.5.11) Если известно пг, то из четырех уравнений (7.5,8), (7.5.9) и (7. 5. 10) можно найти хг, х2, Л1г и __

kih

I =

&1Й1 2

1

*2D J

(7.5.13)

Щ Г -

(

7

-

5

Л

4

)

Значением /?! приходится задаваться и путем пробных подсчетов суммарного времени извлечения нефти выбирать значения пг и и2 = 72-~ nlf при которых это время получается наименьшим. Если к, т, h известны как непрерывные функции s, расчет может быть произведен непосредственно по формулам (7.5.3) и (7.5.5) указанным выше способом последовательных приближений.

ГЛАВА VIII

РАСЧЕТЫ ДЕБИТОВ МНОГОРЯДНОГО РАЗМЕЩЕНИЯ СКВАЖИН В СЛУЧАЕ ОДНОЖИДКОСТНОЙ СИСТЕМЫ Плоскую задачу об интерференции группы скважин, расположенных в пласте с любым контуром, в настоящее время можно считать решенной [120, 132, 140]. Имеются решения и для несовершенных скважин [138]. В общем случае эта задача сводится к решению алгебраической системы уравнений первой степени, где для неизвестных — дебитов или контурных напоров — всегда можно составить соответствующую систему достаточного числа уравнений. Практическим неудобством являются громоздкость вычислений, связанных с решением уравнений с большим числом неизвестных, необходимость вычислять определители высокого порядка и т. д. Следует отметить, что в некоторых инженерных дисциплинах, например, в строительной механике, такого рода решения считаются вполне приемлемыми, и, вообще говоря, нет особых оснований избегать их и в расчетах фильтрации. Хотя то обстоятельство, что физико-механические константы нефтяных пластов и флюидов обычно известны не очень точно, вполне оправдывает применение приближенных методов (так как точность вычислений не должна превышать точности исходных данных), тем не менее мы считаем необходимым привести здесь некоторые точные решения, во-первых, потому, что нельзя заранее предугадать область их применения и, во-вторых, для того, чтобы можно было произвести оценку точности изложенных в настоящей работе приближенных методов. Точные решения задачи об интерференции группы скважин обычно получаются путем суперпозиции полей течения источников и стоков. Можно просто и быстро получить ряд таких решений при помощи конформного отображения, исходя из обычной формулы Дюпюи для радиального потока к одной скважине в центре кругового пласта мощностью h=\. Этим методом в Бюро решен ряд задач об интерференции скважин в пластах различных форм [132]. Дебит одной скважины в кольцевом ряду (фиг. 21) из п скважин равен: (8.0.1) -1

1П

Глава VIII

116

Для бесконечной цепочки скважин с расстоянием 2а между скважинами, отстоящей на расстоянии Н от края полубесконечного пласта (фиг. 22) 2лкН (рК — р с )

*

с

'

ln_r—{-In2sft

Q =

Л

\ .

(8.0.2)

N

с


v

Фиг. 22. Бесконечная цепочка скважин в полубесконечном пласте.

Здесь и ниже дебит считается положительным для скважины-стока и отрицательным для скважины-источника. Пользуясь принципом суперпозиции, можно без затруднений вывести формулы для дебитов и напоров в случае нескольких кольцевых рядов скважин в круговой залежи или цепочек скважин в поло сообразной залежи. Приводим окончательные результаты. Для N кольцевых рядов с количеством скважин nv /?2, . . . в каждом П Фиг. 23. Несколько колец скважин Р И наличии к тому же центральной в круговой залежи, скважины (фиг. 23)

1

Qi In

Ankh

—cos

R,

•4- c o s nt (d-

i-i

(8.0.3)

2nkh

где г, в — полярные координаты любой точки. Дебиты Qi и дебит QQ центральной скважины определяются из системы (N4-1) уравнений первой степени:

Ankh

Qi In

n

ч

i

П

Х -,

-cos

Расчеты дебитов многорядного размещения скважин

/ = 1, 2, . ..,

117

(8.0.4)

Предполагается, что в каждом ряду все скважины расположены в вершинах правильных многоугольников и находятся в одинаковых условиях.

Фиг. 24. Несколько цепочек скважин в полосообразном пласте с известными контурными давлениями р1к и /? 2к .

Значок • означает, как обычно принято, что при суммировании от i = l до / = Л' опускается член / = / , который выписан отдельно в фигурных скобках, г ?с — радиус скважины /-ного кольцевого ряда, pjc— забойный напор на контурах скважин /-го ряда, рк — напор на контуре питания RK, 0i> 63 ~~~ полярные углы центра ближайшей к оси х скважины i-то и /-го рядов. Последнее (/V-f 1) уравнение имеет следующий вид: *н

2nkh

{1-

In

In

1

к

(8.0.5)

где Q e — дебит, Рос — забойный напор, /"ос — радиус центральной скважины. Если центральная скважина отсутствует, то в уравнениях (8,0,3) и (8.0.4) следует принять Q0 = 0. Уравнение же (8.0.5) тогда вообще выпадает. Для залежи в форме полосы (фиг. 24) с контурными напорами на краях piK и р2к решение может быть дано либо в эллиптических функциях, либо непосредственным суммированием потоков от бесконечной последовательности изображений цепочек, получаемых при

118

Глава VIII

зеркальном отображении действительных цепочек скважин в краях полосы. В результате оказывается, что N

С/2

JL

In

(*,У) t

(8.0.6) где Hi — расстояние /-го ряда скважин до оси %; :* — абсцисса ближайшей к оси у скважины 1-го ряда; — расстояние между скважинами в i-м ряду; N — число рядов; L — длина полосы; с — вспомогательная постоянная, Si (х, у)= с»

-2-

ch ch

D-co.

Ч Ч

<У-

Ankh

2

/T • a.

L)—cos я

Г N

Pic

ch —

l

°i

(y+Щ~2PL)

—cos - — (x — Xi) ft *

™

ch -iL (y-Ht+2vL) - cos -^-(x-

ch~

(H.-.

**

xt)

,(8.0.7)

Г-<*:

!п

x-1

In (8.0.8)

/ = 1 , 2, ..

(8.0.9) i-l

Из этой системы определяются дебиты Qt и вспомогательная онстанта с. >- -~ очень Бесконечная сумма Si (х, у) при Нх > -^ и L мала и может быть отброшена. Если же все-таки ее желательно учесть, то при суммировании (8. 0. 7) можно пользоваться следующей оценкой погрешности. Обозначая через Sv сумму остаточных членов в (8.0.8) с номерами от v до бесконечности, получим: 2nLv е

2 (ch ——

S, I <

4 "

^-т=£:

а

si— • 2*iL.

(8- 0.10)

ch

Для залежи в виде неограниченной полуплоскости с контурным напором р к на границе у = 0 в предыдущих формулах следует принять с » 0 , 5== 0, piK = A<, уравнение (8.0.9) выпадает, и дебиты определяются из (8. 0. 8).

Расчеты дебитов многорядного размещения скважин

119

Заметим, что при больших значениях аргумента гиперболического синуса или косинуса можно пользоваться приближенной формулой In chu « In shu zz и — In 2. Для полосовой залежи, один край которой непроницаем (например, сброс), а на другом задан известный напор рк (фиг. 25), при

J

•Л'

=fc*

U2A-4

Фиг. 25. Несколько цепочек скважин в полосообразном пласте, один край которого непроницаем, а на другом известно контурное давление р к .

приближенном выполнении граничного ным напором получаем:

условия на краю с постоян-

N

71

п

(у - ЯГ) — cos — (х —

(8.0. 11)

JST

п (Hi — Hj) ch —

In eh

cos -

cos

ч (8.0Л2)

In N

2

Qt In сЛ — (L - Я 0 + In ch — (L + Hd) + с

(8.0.13)

i-i

Погрешность заключается в том, что согласно (8.0.13) условие р к = const на контуре у = — L не выполняется строго, а изменяется в пределах


4nkh

с/г

(8.0Л4)

120

Глава VIII

При (L — # 0 > oi условие (8. 0. 13) практически вполне точно. Указанные выше формулы позволяют рассчитать дебиты скважин в рядах, расставленных в нефтяных залежах любых форм, так как всегда можно с достаточной практической точностью рассматривать почти всякую нефтеносную площадь как состоящую из частей круговых секторов и полос. Для залежей овальной или серповидной формы можно вывести точные формулы, но ввиду их большей сложности мы их здесь не приводим [132]. Отметим следующее важное обстоятельство: в этих уравнениях могут быть заданы заранее для одних рядов забойные напоры, а для других — дебиты и определяться соответственно для первых—дебиты, а для вторых — забойные напоры. Таким образом, всегда могут быть найдены любые неизвестные, лишь бы их число равнялось числу уравнений. Как уже говорилось, неудобство заключается в том, что при числе неизвестных, большем 4—5, вычисления становятся очень громоздкими.

ГЛАВА

IX

ПРИБЛИЖЕННЫЕ МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДЕБЕТОВ СКВАЖИН И СРОКА ИХ ЭКСПЛОАТАЦИИ § 1. ОСНОВНЫЕ УСЛОВИЯ РАБОТЫ СКВАЖИН

Дебит скважины и срок ее эксшюатащш зависят.- от физико-геологических свойств породы, через которую движется жидкость, — от проницаемости, пористости, коэфициента использования пор; от физических свойств флюидов — вязкости, уд. веса; от мощности пласта, от перепада давлений между контуром питания и забоем скважины и от положения рассматриваемой скважины как относительно контура питания и контура нефтеносности, так и относительно других скважин. Влияние упругого режима работы пласта на дебит скважин рассматривается в гл. XII. Прежде чем приступить к непосредственному определению дебита скважины и срока ее эксплоатации, необходимо определить числовые значения перечисленных параметров, установить схему расположения скважин, задаться числом рядов скважин и расстояниями между скважинами в ряду. Весьма существенным фактором, определяющим величину дебита, является значение з а б о й н о г о д а в л е н и я , т. е. того давления, которое поддерживается на забое скважины в период ее работы. Когда скважина не находится вблизи контактов вода—нефть или газ—нефть, тогда ее эксплоатация обычно подчиняется одному из двух основных условий, а именно: эксплоатация ведется либо при постоянном забойном давлении, либо при постоянном отборе из скважины жидкости. Первое условие имеет место в тех случаях, когда понижение забойного давления ниже некоторого предела связано с опасностью выделения в пласте газа из нефти (при наличии в пласте недонасыщенной газом нефти) или когда дальнейшее понижение забойного давления невозможно по техническим или физическим причинам. Как в том, так и в другом случаях с целью получения возможно большего текущего дебита скважину следует эксплоатировать при предельном наинизшем уровне забойного давления. Второе условие — постоянство дебита (отбора)—имеет место в случае эксплоатации пласта, представленного неустойчивыми песками, когда увеличение отбора выше некоторого предела будет вызывать усиленный приток в скважину вместе с нефтью также и песка. Вынос с забоя скважины на поверхность значительного количества песка

122

Глава IX

может оказаться затруднительным, в результате начнет образовываться песчаная пробка и нормальная эксплоатация скважины либо нарушится, либо прекратится полностью. В этом случае,—тоже с целью получения возможно большего текущего дебита, — следует установить величину наивысшего отбора жидкости, при котором образование песчаных пробок не будет иметь места. Величина этого дебита, определяемая критическими скоростями фильтрации в призабойной зоне, будет зависеть от характера породы, жидкости и устройства фильтра. Для каждого пласта при принятом способе его крепления дебит скважин будет иметь свою предельную величину. Обычно величина максимального предельного отбора определяется опытным путем, и потому ее следует считать заданной. Скважины, работающие на предельном заданном отборе при одинаковых геологических условиях и однотипном креплении забоев, будут иметь одинаковые дебиты, но в зависимости от положения их относительно контура питания и друг друга забойные давления в них будут разными. У скважин, проведенных, положим, на пласт с водонапорные режимом, во втором ряду давления будут ниже, чем у скважин внешнего, у скважин третьего ряда — еще ниже и т. д. При этом может оказаться, что забойные давления какого-то ряда станут ниже допустимого минимального забойного давления, определяемого из указанного ранее первого условия работы скважин. Эти скважины, очевидно, должны будут работать не при заданном допустимом отборе, а при заданном минимальном забойном давлении. Итак, при определении дебитов скважин мы должны исходить в основном из двух возможных условий работы скважин, а именно: 1) постоянного предельного давления на забое скважин и 2) постоянного предельного отбора жидкости и предельного давления на забое скважин. § 2. МЕТОД, ПРИМЕНЯЕМЫЙ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДЕБИТОВ СКВАЖИН И СРОКОВ ИХ ЭКСПЛОАТАЦИИ

При правильной, симметричной, схеме расположения скважин и контуров, определение дебитов скважин и срока их эксплоатации можно проводить аналитическим путем, применяя для этого методы различной степени точности. Приближенные методы, являясь менее точными, выгодно отличаются, однако, от более точных методов своей простотой. Так как в формулы, определяющие дебит скважин и скорость перемещения контактов, входит ряд величин (коэфициенты проницаемости, пористости, использования пор и т. д.), осреднеипых и, конечно, установленных приближенно, то определять дебиты скважин и время их эксплоатации, пользуясь сложными точными методами, не имеет смысла. В дальнейшем мы будем пользоваться приближенным методом, основанным на замене каждого ряда скважин галлереей такого же размера и той же формы. Так как в действительности мы имеем не галлереи, а ряды скважин, необходимо в величины дебита галлереи и продолжительности ее работы, внести некоторую поправку. Эта поправка вводится в виде условного коэфициента <р, который численно представляет собою отношение дебита всех скважин ряда к дебиту соответствующей галлереи. При установлении величины коэфициента д> оказалось, что в пластах с водонапорным режимом его значение остается приблизительно одинаковым, вне зависимости от того, определяем ли мы дебиты скважин всех рядов или дебит скважин только внешнего ряда, предполагая, что другие ряды скважин не эксплоатируются. Это означает, что,

Приближенные методы определения дебитов скважин

123

если бы у нас был один внешний ряд скважин, то этот ряд давал бы приблизительно такой же дебит, как и все одновременно работающие ряды скважин, при условии равных забойных давлений во всех рядах скважин. Следует иметь в виду, что дебит внешнего ряда, если он единственный, будет выше, чем дебит этого же ряда при работе всех рядов скважин. В случае эксплоатации пласта, работающего при режиме вытеснения, по мере отбора нефти освобождающиеся поры породы замещаются водой или газом. Следовательно, контакт нефть — вода или нефть — газ будет постоянно перемещаться. Так как вода, а тем более газ имеют меньшие по сравнению с нефтью вязкости, то по мере приближения контактов к внешнему ряду скважин величина общего сопротивления движению флюидов от контура питания до забоев скважин будет снижаться (за счет сокращения ширины нефтяной полосы от контура нефтеносности до внешнего ряда скважин). Вследствие этого при эксплоатации скважин с постоянным забойным давлением дебиты в них будут постепенно повышаться; эксплоатация же скважин с постоянным отбором жидкости будет сопровождаться повышением в них забойного давления, а в том ряду, в котором скважины работают на минимальном постоянном давлении, дебиты скважин будут возрастать. Для упрощения расчетов можно ограничиться установлением общей продолжительности периода перемещения контакта от начального положения до первого ряда скважин, затем — от первого до второго и т. д., далее устанавливать не текущие дебиты, как некоторую функцию вре* мени, а средневзвешенные дебиты за весь период перемещения контакта от начального контура до первого ряда и затем от ряда к ряду. Установленный средневзвешенный дебит будет сохраняться постоянным в течение всего периода перемещения контакта от начального положения до внешнего ряда; затем за период движения контакта от внешнего ряда до следующего дебит принимает другое значение, но тоже постоянное, и т. д., т. е. средневзвешенный дебит остается постоянным при неизменном числе эксплоатируемых скважин. Такое положение имеет место при движении в пласте жидкости одинаковой вязкости. Следовательно, пользуясь средневзвешенным дебитом, мы тем самым искусственно переводим двухжидкостную систему в пласте в одножидкостную. Установление средневзвешенного дебита будет сводиться к определению дебита ряда скважин в одножидкостной системе при таком контуре питания, который обеспечивал бы скорость фильтрации, равную средней скорости фильтрации при действительных условиях движения флюидов. Этот искусственно вводимый контур питания, названный п р и в е д е н н ы м , подлежит предварительному определению. При этом вследствие изменения условий в пласте, когда тот или иной ряд скважин выключается, положение приведенного контура питания также будет изменяться. Поэтому, прежде чем определить дебит внешнего и последующих рядов скважин, необходимо для условий каждого числа рядов скважин устанавливать свой приведенный контур питания. В некоторых случаях представляет интерес определить величины начальных дебитов скважин при начальном положении контура нефтеносности. В этих случаях для расчета дебитов предварительно можно определить приведенный контур питания для начальных условий. При неправильной, асимметричной, схеме расположения скважин и контуров аналитические методы определения дебитов и продолжитель-

124

Глава IX

ности эксплоатации скважин весьма сложны, а для большинства случаев вообще отсутствуют. Наиболее удобным и точным способом определения дебитов и срока эксплоатации при такого рода случаях является способ, основанный на электромоделировании работы пласта и скважин (см. гл. XV). § 3. НЕКОТОРЫЕ ЗАМЕЧАНИЯ К МЕТОДУ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДЕБИТОВ И СРОКА ЭКСПЛОАТАЦИИ СКВАЖИН

Рассматривая движение в пласте как плоское движение и заменяя ряды скважин, расположенные параллельно контурам нефтеносности, соответственно гидродинамически скорректированными галлереями, мы, естественно, приходим к выводу, что при эксплоатации однородного пласта контакты перемещаются поступательно и тоже параллельно контурам и рядам скважин. При подходе контакта к внешним рядам все скважины этих рядов одновременно перейдут или на воду или на газ. При конечной мощности пласта контакт получается не в виде линии, а в виде некоторой поверхности. Первоначальная форма этой поверхности, обычно плоская, горизонтальная, по мере приближения разделов нефть — вода или газ — нефть к скважинам нарушается вследствие различного расстояния отдельных точек на контактной поверхности от забоев скважин. Поэтому истинная картина перемещения контактов отличается от расчетной. В действительности скважины перейдут с нефти на воду или газ не сразу, а постепенно. Дебиты нефти в них будут снижаться, как только к забоям проникнет вода или газ, а процент воды или газовый фактор будет повышаться. Исследования, проведенные при рассмотрении пространственного движения в пласте, когда начальный водонефтяной контакт представляет собою горизонтальную поверхность [116], показали, что эксшюатировать внешние скважины до полного их обводнения не имеет смысла. Прекращение эксплоатации таких скважин при достижении в них воды порядка 30—40% не снизит общей добычи нефти по пласту, так как прекращение эксплоатации внешнего ряда соответственно повысит добычу во внутренних рядах; таким образом, потеря добычи нефти внешнего ряда полностью компенсируется. Продолжение же эксплоатации внешнего ряда скважин при содержании в них воды, превышающем 40—50%, наоборот, будет снижать общую добычу нефти по пласту. Такой порядок эксплоатации рядов приблизит расчетные показатели к действительным; лишь данные конечной стадии эксплоатации последнего ряда скважин, который должен полностью выбрать всю нефть, т. е. эксштоатлроваться до полного обводнения, будут отличаться от расчетных. Так как при сопоставлении различных вариантов размещения скважин мы во всех случаях допускаем эту неточность, которая в общем балансе добычи имеет сравнительно небольшой уд. вес, то относительная оценка оптимальности того или иного варианта останется достаточно справедливой. Одинаковый дебит всех скважин ряда и одновременный подход контакта ко всем скважинам внешнего ряда будет наблюдаться лишь при равномерной по всему пласту проницаемости и пористости пород, что, конечно, в реальных условиях не будет иметь места. По этой причине дебиты некоторых скважин будут больше расчетных, а дебиты других — меньше; к некоторым скважинам вода (или газ) подойдет раньше, к другим — позже, поэтому некоторые скважины должны быть выключены раньше, другие — позже.

Приближенные методы определения дебитов скважин

125

Если в расчеты были введены средние показатели физических свойств пород, то получаемые данные должны соответствовать фактическому среднему сроку эксшюатации всех скважин и среднему их дебиту. Определение дебитов нефти по приведенной схеме будет отвечать действительному положению в том случае, когда в пласте выделяющийся из нефти газ не производит «работы». Когда же в пласте имеется сочетание напорных режимов и режима растворенного газа, то в этом случае лишь внешние ряды скважин в основном будут работать под действием напора воды или газа, все же внутренние скважины в первый период их эксплоатационной жизни будут разрабатываться при режиме растворенного газа. При таких условиях правильно будет установлен лишь дебит внешних рядов, дебиты же внутренних скважин будут, конечно, выше расчетных. Но в этих скважинах по мере отбора из них нефти и газа давление будет падать и, наконец, начнет достигать такого уровня, при котором на их дебит будет оказывать влияние действие внешних сил — напора воды или газа. С этого момента и внутренние скважины начнут переходить на напорный режим. Так как к этому времени в результате отбора из пласта нефти насыщенность пор породы будет меньше первоначальной, то дебиты внутренних скважин окажутся ниже расчетных: вода или газ будут вытеснять не чистую нефть, а смесь нефти и газа. Срок эксплоатацин такого пласта, определяемый скоростью перемещения контактов, если пренебречь снижением относительной проницаемости породы для нефти вследствие падения насыщенности, должен быть таким же, как и в случае чисто напорного режима. Для установления более точного срока эксплоатации пласта необходимо среднюю проницаемость породы для нефти принять с учетом пониженной насыщенности ее нефтью. Если определение проницаемости проводить по промысловым данным (см. гл. XIV), когда в пласте имеет место движение смеси нефти и газа, то тем самым будет учтено влияние степени насыщенности породы на ее проницаемость. Таким образом, дебит пласта, работающего при смешанном режиме, вначале (до некоторого момента времени) будет выше расчетного, а затем — ниже (фиг. 26), время же эксплоатации пласта в целом остается неизменным, а следовательно, неизменными будут и средние дебиты всех скважин в течение всего времени эксплоатации пласта. Исходя из этого, можно считать, что рассмотренный метод расчета можно приложить также к пластам, работающим при смешанном режиме. Но при этом следует иметь в виду, что в действительности начальные дебиты будут выше расчетных и потому определение их должно быть построено на ином принципе. § 4. ПРИВЕДЕННЫЕ КОНТУРЫ ПИТАНИЯ

В соответствии с данным нами определением приведенным контуром питания называем такой контур, который при одножидкостной системе дает одинаковые величины дебита и времени перемещения контакта (от какого-то начального до другого — конечного — его положения) со средним дебитом и временем перемещения того же контакта при двухжидкостной системе с истинным контуром питания. Определение приведенных контуров питания производим для тех основных расчетных схем, которые рассматривались в предыдущей главе при установлении рационального расположения рядов скважин.

126

Глава IX

При установлении приведенных контуров питания пользуемся тем же приемом, а именно, рассматриваем ряды скважин как галлереи с некоторым средним давлением на забое, а мощность пласта принимаем равной единице. I. Полосообразная залежь

/. Водонапорный режим Расчетная схема для этого случая представлена на фиг. 27. На истинном и приведенном контурах питания давления одинаковы и обозначены через рк, давление на забое галлереи—рг> давление на контуре нефтеносности — р .

'Л

Голлерея

| Начальный контур нефтеносности

Приведенный контур.

питания S [Истинный контур питании Фиг. 27. Схема полосооиразной залежи для расчета приведенного контура питания при водонапорном режиме.

Фиг. 26. Падение дебита пласта со временем при различных его режимах: 7 — к р и в а я водонапорного режима; 2 — кривая смешанного режима.

Дебит нефти галлереи шириною в 2 о при двухжидкостной системе в какой-либо момент времени будет равен: .2а

к

где

(р-рг)

к-2о ( Р к -

(9АЛ)

расстояние контура нефтеносности от галлереи; отсюда ов — Рг!*в1'

(9.4.2)

Подставляя значение р в (9.4.1), получим; л

k 2<J

'

(Р

к-^г)

(9.4.3)

Для начальных условий L = LH, и дебит галлереи составит к-2а

(РК~РР)

(9.4.4)

Дебит галлереи при приведенном контуре питания в условиях одножидкостной системы равен к-2а

(РК-РГ)

(9.4.5)

Приближенные методы определения дебитов скважин

127

Приравнивая (9.4.4) и (9.4.5) и решая уравнение относительно L0H> получим выражение приведенного контура питания для начальных условий: ) \ L

О^

(9.4.6)

Приведенный контур питания в период перемещения контакта от его начального положения до галлереи рассчитаем следующим образом, Скорость перемещения контакта:

где т — коэфициент пористости; Р коэфициент использования пор. ф р 97 ( Подставляя в (9.4.7) значение qv из (9.4.3), найдем, что L-/tKL) dL

к

(РК-РГ)

Интегрируя правую часть в пределах Lu — 0, получим время перемещения контакта от начального контура нефтеносности до галлереи: mBu-.L,-I u f. u L, \ ' ' " i _; ° Г _i *2_ ___ ' . ''__ 1 / П Л ОЧ T н

aн

u

t

т

Средний дебит галлереи при приведенном условиях одножидкостной системы:

контуре

питания в

—п \

(9.4.9) При этом время перемещения контакта от начального контура нефтеносности до галлереи составит:

Приравнивая (9.4.8) и (9.4.10) и решая полученное уравнение относительно Lo, получим приведенный контур питания для всего периода перемещения контура нефтеносности от начального его положения до галлереи: Мв

г

.

и

,,

г-в »

(9.4.11)

Когда к внешней галлерее подойдет вода, галлерея обводняется, и зксплоатация ее должна быть прекращена; в это время должна вступить в эксплоатацию следующая галлерея, которая теперь будет являться внешней галлереей. Для установления приведенного контура питания за весь период ее эксплоатации поступаем таким же образом, как и при установлении приведенного контура питания для внешней галлереи, но теперь значение L€B будет больше предыдущего на величину расстояния между галлереями, а значение Ln равно расстоянию между галлерея ми. Таким же путем определяем приведенные контуры питания последовательно для всех галлереи.

128

Глава IX

2. Газотпорный режим 1) П о с т о я н н о е д а в л е н и е в г а з о в о й з о н е . Расчетная схема для этого случая представлена на фиг. 28. Вследствие незначительной вязкости газа по сравнению с вязкостью нефти истинный контур питания будет неизменно находиться на контуре нефтеносности, т. е. по мере эксплоатации пласта и отбора из него нефти он будет перемещаться. Давление на истинном и приведенном контурах питания обозначим через р*7 а давление на забое галлереи — через рг-. Приведенный контур питания для начального положения контура нефтеносности совпадает с истинным: LOH-LH. (9.4.12) Приведенный контур питания, отнесенный ко всему периоду перемещения контура нефтеносности от его начального положения до внешней галлереи, можно вывести из выражения (9.4,11) для приведенного контура питания при водонапорном режиме, приравняв вязкость воды нулю. Тогда полу. . чим значение приведенного контура питаи ., Начальный котуц тФггяпкнзсти

^

J r

fy-j -^—£ ния для газонапорного режима с постоян-^ | Приведенный контур питания ным давлением в газовой зоне:

Фиг. 28. Схема полосообразной залежи для расчета приведенного контура питания при галонапорном режиме.

Приведенные контуры для последующих галлереи определяется по предыду* щему. Контур питания для каждой последующей галлереи равен половинному расстоянию между галлереей, только-что перешедшей на газ, и зкеплоатирующейся галлереей. 2) П е р е м е н н о е д а в л е н и е в г а з о в о й з о н е 1 . В общем случае эта задача не поддается аналитическому решению в конечном виде. Случаи же, когда Ар = Ap(s) или Ар = Ap(t), также отображаются очень сложными формулами. Предлагаемый нами приближенный способ заключается в следующем. Разбиваем область пласта, из которой должна быть извлечена нефть, на несколько небольших зон, последовательно занимаемых вытесняющим нефть агентом по мере извлечения нефти (так, чтобы в пределах каждой зоны депрессию можно было считать постоянной). Далее, смотря по обстоятельствам, можно или задаваться постоянным — сред ним во времени — значением депрессии в пределах каждой зоны и искать время извлечения нефти из этой зоны, или, наоборот, можно задаваться временем и определять для этой зоны среднее постоянное значение депрессии, по которому и вести расчет. Для каждой такой зоны приведенный контур питания можно считать расположенным на середине зоны. Если депрессия создается за счет имеющегося в пласте или нагнетаемого в пласт газа, то расчет следует производить следующим образом. Пусть первоначальный объем и абсолютное давление газа (в атмосферах) будут соответственно Vo и ро. Обозначим через 1Л, V2... последовательно занимаемые газом объемы зон, из которых вытесняется 1

Метод расчета дан проф. И. А. Чарным.

Приближенные методы определения дебитов скважин

129

нефть к скважинам, схематически представленным в виде галлереи на расстоянии Su S2... от начальной границы раздела газ — нефть. Пользуясь схемой пласта-трубки, можем считать эти объемы известной функцией координаты S, причем вид функции определяется размерами и формой нефтеносной части пласта. Пусть границы раздела переместились на расстояние S и газ занимает теперь объем Vo + V (S), где V (S) — объем вытесненной нефти. Давление газа в этот момент, предполагая режим в пласте изотермическим и рассматривая для общности случай закачки или извлечения газа, будет равно: VQ

(0

где Q (/) — объем закачанного или извлеченного газа, приведенный к атмосферному давлению. В частности, если желательно поддерживать давление неизменным и равным начальному, из выражения (9.4.14) сразу получим логический результат: Q(t) = P0V ( Я (9.4.15) т. е. извлеченная нефть должна быть замещена приведенным к атмосферному давлению объемом газа, равным произведению объема извлеченной нефти на абсолютное давление газа в пласте (в атмосферах). II. Круговая залежь

1. Водонапорный режим Расчетная схема для этого случая представлена на фиг. 29. На истинном и приведенном контурах питания давления одинаковы и обозначены через р к, давление на забое галлереи—через рг, а давление на контуре нефтеносности — р. Дебит нефти кольцевой галлереи при двухжидкостной системе в какой-либо момент времени составит: /7

К

—

. __

г>

*/Г

г

'

R

—

fl

п

/О Л у

\ •'• * * .

питания *Ф

1 п

где R --радиус контура нефтеносности, откуда .

R

R. •ов R

Подставляя значение р в (9. 4. 16), получим: (рК~рг)

Фиг. 29. Схема круговой залежи . (9.4.17) для расчета приведенного контура питания при водонапорном режиме.

Для начальных условий R = /?„, и дебит галлереи составит: Ятп — ' ~ In

2nk R,

(Рк-Рг)

4? 1

+ AS,

Н

(9.4.18)

130

Глава IX

При приведенном контуре питания в условиях системы дебит галлереи будет равен qrn

г

*

e

1

одножидкостной

.

(9.4.19)

ОН

Приравнивая (9. 4. 18) и (9. 4. 19) и решая уравнение относительно /?от получим следующее выражение приведенного контура литания для начальных условий:

/?он = /?н (А^У*-

(9.4.20)

Приведенный контур питания, отнесенный ко всему периоду перемещения контура нефтеносности от его начального положения до внешней галлереи, получим, исходя из следующего. Время перемещения контакта за этот период, согласно 1

1ЯД|НЯ 21:(рК-рг) ~21:(рр)

( Ян тт \\ R, R

1 / —2 у —2

RI \

у* +

/?• /

~ (9.4.21)

Дебит галлереи при одножидкостной системе: 2пк (рк — рг)

L_ .

qv = Время галлереи:

перемещения контакта (Я* - Rl)

(g.4.22)

от начального

положения до

mfi (Ч ~ Я?) М. Ш -

9г

и iPK - Pv)

Приравнивая правые части уравнений (9.4.21) и (9.4.23) и решая полученное уравнение относительно /?0, получим: 1

й~^~7.— ' ^ ^ов —

^

в

в

]

о

1

Т ~ Ь Ti— ^П Ru ^н

1 __

"" — In /?!

(9.4.24)

или

——__

Rов

1

лх

„^_____

н

— _ _

€

1

2

_-

( 9

4

2 5

^

Приближенные методы определения дебитов скважин

131

Приведенные контуры для последующих галлерей определяются по предыдущему. Для каждой последующей галлерей R0B остается неизменным, значение /?н будет соответствовать радиусу кольцевой галлерей, только что перешедшей на воду, a /?i — радиусу эксплоатируемой галлерей. При последнем этапе перемещения контура, когда он стягивается к центральной единственной скважине, Ri будет равно радиусу скважины гс. 2. Газонапорный режим 1) П о с т о я н н о е д а в л е н и е в г а з о в о й з о н е Расчетная схема для этого случая изображена на фиг. 30. Вследствие незначительной вязкости газа по сравнению с вязкостью нефти контур питания будет совпадать с контуром нефтеносности, но так как последний по мере отбора нефти будет все время перемещаться, то, следовательно, вместе с ним будет перемещаться и контур питания. Давление на истинном и приведенном контурах питания обозначим через рк. Давление на забое галлерей попрежнему обозначим через р г . Приведенный контур питания для начального положения контура нефтеносности, очевидно, совпадает с начальным контуром нефтеносности, т. е. Ron = Ru-

(9. 4. 26)

Приведенный контур питания, отнесенный ко всему периоду перемещения контура нефтеносности, можно получить из выражения (9. 4. 24) или (9. 4. 25) для значения приведенного контура питания при водонапорном режиме. Для этого Фиг. 30. Схема круговой залежи вязкость воды следует приравнять нулю для расчета приведенного кони переставить индексы у радиусов кон- тура питания при газонапорном тура нефтеносности и галлерей, так как в режиме. этом случае радиус галлерей будет соответствовать (в прежнем понимании) радиусу контура нефтеносности, а радиус контура нефтеносности — радиусу галлерей. Таким образом, приведенный контур питания при газонапорном режиме при постоянном давлении в газовой зоне равен 1 —

In / ? „ -

3

2

(9.4. 27)

или Яг

(9.4. 28) ^=— I — 1

н

Приведенные контуры питания для последующих галлерей определяются по предыдущему. Радиус начального контура нефтеносности для каждой последующей галлерей будет равен радиусу галлереи, только что перешедшей на газ.

132

Глава IX 2) П е р е м е н н о е

давление

в газовой

зоне

В этом случае, как и при полосообразной залежи, разбиваем область между начальным контуром нефтеносности и внешней галлереей на несколько небольших зон так, чтобы в пределах каждой зоны депрессию можно было считать постоянной. Приведенный контур питания для каждой зоны можно определить по уравнению (9. 4. 28) для случая постоянного давления в газовой зоне. § 5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДЕБИТОВ СКВАЖИН

Определение дебитов скважин производим, рассматривая ряды скважин как галлереи, но при этом вводим поправку в виде некоторого козфициента (р. Имея приведенный контур питания, все расчеты строим из условия одножидкостной системы, поэтому расчетные формулы для водонапорного и газонапорного режимов полосообразной залежи с односторонним напором будут одинаковыми. Дебиты скважин определяем для тех же схем их размещения, которые уже рассмотрены в предыдущей главе. Так как условия отбора жидкости из скважин могут быть разными, то определение дебитов выводим для двух основных условий работы скважин, а именно: 1) при постоянном предельном давлении на забое во всех скважинах и 2) при постоянном предельном отборе и предельном давлении на забоях скважин. Дебиты определяем для гидродинамически совершенных скважин. Влияние на дебит несовершенства скважин см. в гл. XI. А. Постоянное предельное давление на забое скважин [. Полосообразная залежь

/. Водонапорный и газонапорный режимы Расчетная схема для водонапорного режима приведена на фиг. 31, а для газонапорного — на фиг. 32. Сумму дебитов рядов можно выразить как дебит галлереи, расположенной на месте первого ряда скважин, умноженный на коэфициент <р\

откуда р

г

Как уже отмечалось ранее, величина коэфициента (р остается приблизительно одинаковой для разного числа действующих рядов скважин, т. е, будем ли мы считать, что в полуплоскости работает один внешний ряд скважин или что одновременно работают три первых ряда, f будет отличаться незначительно. Поэтому для простоты расче-

133

Приближенные методы определения дебитов скважин

тов м ы можем определить значение <р, исходя из работы одного ряда скважин. Тогда согласно [195] значение (р определится так: (9. 5. 7irc

или при <x<^L

(9.5.2) —г—

пгс

В этих формулах нанесены на фигуре.

гс — радиус скважины; остальные обозначения

Газ Начальный контур нефтеносности Приведенный контур {питания Начальный контур нефтеносности Приведенный контур питания / Г

Фиг. 31. Схема полосообразной залежи для расчета дебита рялов скважин при водонапорном режиме.

Т

Фиг. 32. Схема поло сообразной залежи для расчета дебита рядов скважин при газонапорном режиме.

Для ускорения определения значения <р построена диаграмма (фиг. 33), по которой, зная расстояния до приведенного контура питания и между скважинами, легко определить ср. При построении диаграммы радиус скважины гс был принят равным 0,1 м. При близко расположенных (относительно ряда) контурах питания значения коэфициентов <р для случаев работы одновременно двух и трех рядов скважин более точно можно определить по диаграммам (фиг. 34 — для двух рядов и фиг. 35 — для трех рядов), построенным по данным электроинтегратора, при расстояних между рядами от 100 до 700 м. В этих случаях радиус скважины также принят равным 0,1 м. Дебит скважин в полосе шириной 2<7 будет: 2аkh

(9. э. 3)

где q —- дебит скважин в полосе шириной 2
134

Глава IX

Найденный таким образом дебит скважин будет средним дебитом за все время перемещения контакта от начального его положения до внешнего ряда скважин. о а

en га ХО О

о и О О

с

S3 ее

ш О)

м-г Я

2

сЗ н

о \о КЗ

О.

о S 8. Я

S

•а* S

ЕС

О)

О) О*

с о

S га се S

со со

I 1111 titlfI1

1

Когда внешний ряд скважин в результате подхода к нему воды или. газа выйдет из строя, дебит оставшихся рядов следует определить таким же способом, но для этого предварительно необходимо установить

135

Приближенные методы определения дебитов скважин

новый приведенный контур питания и коэфициент <р для условий работы второго ряда, который теперь будет внешним, и оставшихся рядов скваО

т

*>>

&•

•46^

ь. > •ч

1 ••*

ч

s

s 4

S

4" \

ч

ч

N

ч\ \

x

1

Wll

1\

со

ж

Л

i

\4

L К1

V

1

<

IN

X

о с

4 s

лV J

N. S

4, ч

1

о о

га

ва а и

\NNК

\

\> Ш '

R5 «

а:

1 \vtlw\h Ч\ г

СЧ

p

•

-Л MB

\

*3

О

а.

vft Ш л тш \ \\ уАш\\\ \ г

л "AIM Л V(W к"'

лЛ 1)

\ \\\ 1\\

г

ш\ \\V\l\ W

"У

Ш\Ч\ ^ у

\д\ 'д \

\Х\ Л

рг

г

в а,

8«з е-,

к а>

s •9*

о

О

ев О.

СП

VXk1.

S

с;

I II

X

u а. с о «к

и:

с» «

^s Я Ш Й Ш i

СО

жин. Таким образом устанавливаем последовательно средний дебит скважин за каждый этап эксплоатации пласта, определяемый числом работающих рядов скважин.

136

Глава IX

В конце-концов остается один ряд скважин, который должен отобрать оставшуюся нефть. Этот последний ряд может оказаться либо

*к

о

и

со

a. о

со

о «ч

с*

с

т

я

сз

ffi Ui О X

СО

«=с ж N.

и S

и £

*

о i Mr

(С

ее о. a о *& S

К

с я

SX

к с;

1

О

ю

Си

оX

И"»

I 1 1

S

S

о --

Й

С >-.

nt

<и >е

зГ

S

си

о S-

о о

ент;

О.

S

tx

ЕГ

1

•S-

3:

S

О «Я

S

к

0 0

т i

(К

c£

С

о

^.

СЗ

О. '—> РЗ

S

«

г

«с »ч *»• о

a

к

со

у тектонической или литологическои границы пласта, либо на осм складки, с двух сторон питаемой нефтью, которая вытесняется водой,

Приближенные методы определения дебитов скважин

137

либо наконец, в месте, куда одновременно должны подойти газонефтяной и водонефтяной контакты. В первом случае определение дебита последнего ряда можно проводить указанным способом. Что же касается второго и третьего случаев (с двухсторонним питанием), то определение дебита такого ряда дается ниже. ^ При двухстороннем напоре за счет напора с обеих сторон воды определение дебитов ведется такими же методами, как и при одностороннем напоре, причем единая залежь рассматривается как две самостоятельных. Но когда останется один ряд скважин или если на залежи запроектиро-_ Прибеги контур питания _ ваи только один ряд, к которому одновреКонтур нефтеносноспи менно должны подойти контакты с обеих его сторон, дебиты определяются следующим образом. Полагая, что при водонапорном режиме давления на контурах питания с обеих сторон залежи равны, условие одновременного подхода к ряду скважин контуров нефтеносности может быть соблюдено при равных с обеих сторон контурах нефтеносноНонтур нефтеносности сти и контурах питания. Если рассматриваемый ряд скважин не Прибедвнньш контур патом^?. Рк был единственным, то контуры нефтеносности будут определяться положением рядов Фиг.36. Схема полосообразцой скважин, находящихся около центрального залежи для расчета дебита поряда, так как определение дебита послед- следнего рядаскважии при водонапорном режиме и двухнего ряда должно быть произведено лишь стороннем питании. после затопления предшествующих рядов скважин. Расчетная схема для случая двухстороннего напора при водонапорном режиме изображена на фиг. 36. Коэфициент (р в этом случае, согласно [195], будет равен: га - In

а

,

(9. 5. 4)

•+

лгг

а дебит ряда шириной 2о т. е дебит одной скважины, составит: 4аUh

PK

^с

(9. 5. 5)

В этой формуле обозначения и размерности те же, что и в формуле (9. 5. 3). 2. Вода-газонапорный режим В этом случае, как и в предыдущих, до тех пор пока не останется один ряд скважин, определение дебитов ведется, исходя из рассмотрения одной залежи как двух самостоятельных, работающих при водонапорном и газонапорном режимах. Когда же останется один ряд скважин или если и был намечен только один ряд, расчет дебитов ведется следующим порядком. (Расчетная схема изображена на фиг. 37). 1

В естественных условиях двухсторонний напор за счет газа с обеих сторон не может иметь места.

Глава IX

138

В этом случае, согласно [134] и [195], получим следующее значение коэфициента<р\ 1

In

( 9

- •-И — •

-5>6)

а дебит ряда скважин шириной 2а, т. е. дебит одной скважины, составит: -Рс

(9. 5. 7) контур

Газ Контур нефтеносности ^Приведенный контур питания со стороны газа \о' Ун Контор нефтеносности г Приведенный контур питания со стороны воды Фиг. 37. Схема полосообразной залежи для расчета дебита последнего ряда скважин при газоводонапорном режиме.

Фиг. 38. Схема круговой залежи для расчета дебита рядов скважин при водонапорном режиме.

В этих формулах LB и Lr — приведенные контуры питания соответственно со стороны воды и газа, см; ря и рГ — давления на приведенных контурах питания соответственно со стороны воды и газа, ат; остальные обозначения и размерности остаются прежними. II. Круговая залежь

/. Водонапорный режим Расчетная схема для этого случая изображена на фиг. 38. Сумму дебитов кольцевых рядов скважин, по предыдущему, определяем по дебиту кольцевой галлереи, расположенной на месте внешнего ряда скважин, умноженному на коэфициент <р. Следовательно,

-rl

Для простоты расчетов будем определять cpf исходя из работы не всех рядов скважин, а только внешнего ряда. Это допущение даст меньшую неточность в определении дебитов, чем в случае такого же допущения для полосообразной залежи. Дебит единственного кольцевого ряда скважин по [140] составит 2nkh

n(pK-pc)

In

nrc

^

U

п

(9.5.8)

Приближенные методы определения дебитов скважин

139

где я—число скважин в ряду, т. е. л= - ^ - .

(9.5.9)

Отношение тг- представляет дробь, которая, будучи возведена в и-ю степень, становится настолько малой величиной по сравнению с (вМ г ч т ° Тогда

е ю

можно пренебречь. q

=

— '•и ( In . \

.

-

j_ n In —=£— )

с

*1 У

ПГ

(9.0.10)

Дебит галлереи радиусом /?х составит

Следовательно, по предыдущему: ИЛИ

у =

^ In €Г

In

(9.5.13) Ж

с

+1

Для облегчения определения значения <р построена диаграмма (фиг. 39), которая по данным RQ— приведенного контура питания, /?i — радиуса ряда скважин и в—половинного расстояния между скважинами в ряду по окружности дает искомую величину <р. На диаграмме значения Ro, Ri и а выражены в метрах. Радиус скважины принят равным 0,1 м. Суммарный дебит ряда скважин составит ,, где

г

(9.5.14)

q— дебит всех скважин ряда, см \сек\ к — проницаемость породы, дарси; /г—мощность пласта, см; рк—-давление на контуре питания, am; рс— давление на забое скважин, am; fin—вязкость нефти, сантипуаз; Ro и /?! — радиусы контуров питания и ряда скважин; <р — коэфициент, определяемый по формуле (9.5.12) или (9.5.13) или же по диаграмме фиг. 39. Полученный дебит ряда скважин является средним дебитом за весь период перемещения контура нефтеносности до ряда скважин. Когда контур нефтеносности подойдет к ряду скважин, он должен быть выключен, а эксшюатация будет проводиться оставшимися

хт:

юс JO —

-«к; « 1500* 1000" 100* > . 600'

| !

._ —L

-

i

—

i 1

T

300-

КГ V

200-i л

J

_.

т

J

f

£ ъ/

г/ \/ {

' 1

In Ira M ' iLuili i\

1

XZ X I

4J '7 ( Ж Й11Л ^' 1 j

14

•, ч' ., „ Л-,«-

1

I 1 i i

/ /

Г

f /

f

/

\

/\

j Г^ "7.Т/! i , 1 ...... „ .. ,

•T ,

_

-J

1

У

•

/ /

/

I

J

f

f

-\

у

r

/ i

/

v

/

1/

A

f

—H

j

r

.1^ 1

uс У

йг

J

—

Фиг. 39. Диаграмма для определения

—.

.—

i

7

О,

ОЛ

&5

L

t

у z \A

ж

/1 — I —

J

/

7

T

ti

И t

1

; — 1Г i

0,6

_..

j1 .. _ !'

1 :/

1

-

I

^

Д_

—j__

_._

t /

6/

/1

i

/

! i

/ У

~i

k:j

i

/

&

I.

/

•r

1

I

У

/N

/

Z

— - ^

lll.l

/

У

zг

/

s

с>Г

/

r

I у

}

6

r

l/

J

1

*

/

/

if. Jr / / ~rA f / ~J «/ « f /

I \

-•--4-4-4 - I4-.

i i

/ , /

t W I \V \

j

J

<

r

/

' 306

z /

—J

i

oXTD ini. «Z 2. 1 • A / / LL / _ J

L

/

/L VI _

vdzd

—

J4

A

,..... ^.^„CBIA"

T" >

i

—

\IM_

yyjn

L

•—+

I-

t-

i

Г\ v\\ ft !

-4—X

j _

JT' L ^_

±

1

>

1

1

3Sx

__

1

1

1 ч

l

\ i

1 j

— Ц,?

коэфщиента ц> в круговой залежи,

__

r:".. .":t i

о.ь

. ..

ь

и

Приближенные методы определения дебитов скважин

141

рядами скважин. Теперь следующий ряд скважин будет являться внешним. Перед тем как установить средний дебит для второго этапа эксплоатации, необходимо для новых условий установить радиус приведенного контура питания и коэфипиент т3Таким же образом устанавливаем последовательно для всех этапов эксплоатации скважин соответствующие средние дебиты внешних рядов, которые одновременно можно считать и средними дебитами для всей залежи. По мере перемещения контура и выключения рядов скважин в конечном итоге останется одна центральная скважина. Для нее коэфициент^ будет равен единице. Вся оставшаяся нефть должна быть извлечена либо последним рядом скважин, находящимся у тектонической или литологической границы пласта, либо центральной скважиной. 2. Газонапорный режим -Н> г—" Расчетная схема этого случая представлена на фиг. 40. Здесь пользоваться прежним методом определения дебитов скважин при помощи коэфициента <р не рекомендуется, так как для данного случая погрешность становится значительной. При газонапорном режиме круговой залежи приходится учитывать дебит не одного внешнего ряда, а по крайней мере двух рядов. Для случая работы двух рядов Фиг. 40. Схема круговой залежи для скважин Б. Э. Казарновской были расчета дебита рядов скважин при газонапорном режиме. выведены следующие формулы: 2г>

I

(9.5.15)

И

0i In

•02

= 0. (9.5.16)

Решая эту систему уравнений, можно определить дебиты скважин первого и второго рядов раздельно. В формулах (9.5.15) и (9.5.16) приняты следующие обозначения: qt —дебит одной скважины первого (внешнего) ряда; д2—дебит одной скважины второго ряда; пу — число скважин в первом ряду; п2 — число скважин во втором ряду;

причем /? 0 —приведенный радиус питания со стороны газовой шапки; /?i — радиус первого ряда; /?2 — радиус второго ряда; г с —радиус скважины.

142

Глава IX

Для случая работы только одного ряда скважин получим следующий дебит одной скважины: ^(ftCft)

( 9

.5Л7)

Обозначения в этой формуле приняты прежние. 3. Газо-водонапорный режим До тех пор пока не останется один ряд скважин, определение дебитов ведется так, как если бы у нас вместо одной залежи были две самостоятельные, работающие одна при водонапорном режиме, другая — при газонапорном. Когда же останется один ряд скважин или в случае, если и был запроектирован едицственный ряд скважин на залежи, к которой одновременно должны подойти газонефтяной и водонефтяной контакты, дебит одной скважины этого ряда может быть определен по формуле, выведенной Б. Э, Казарновской:

\

н

/?j 7

R

®

'Гс

(9.5.18)

Эта формула справедлива при условии, что /?,,—/?б><г и при достаточно большом п. Если п настолько велико, что можно пренебречь вторыми членами (вычитаемыми) в скобках, то

4 = ~£~

x

nrc Для случая одного запроектированного ряда в начальный момент р к = р г . При этом условии уравнение (9.5Л9) упрощается и принимает следующий вид:

Обозначения в этих формулах: рг— давление в газовой шапке; п —число скважин в ряду; — радиус ряда; RT — радиус газонефтяного контакта; /?н — радиус водонефтяного контакта; /?к—радиус контура питания со стороны воды. Остальные обозначения прежние. III. Овальная залежь

В естественных условиях идеально круговой залежи встретить, конечно, нельзя. Чаще всего замкнутый контур нефтеносности имеет вид овала с тем или иным отношением осей.

Приближенные методы определения дебитов скважин

143

Проверочные подсчеты показали, что при отношении малой оси овала к большой от 1 до 2 : 3 овальную залежь можно рассчитывать по схеме круговой залежи с площадью нефтеносности, эквивалентной площади нефтеносности овальной залежи, и с последующим размещением рядов скважин параллельно истинному контуру нефтеносности. При соотношении же осей овала меньше 2 : 3 все расчеты следует вести для овальной формы залежи. /. Водонапорный режим Расчетная схема такого рода залежи изображена на фиг. 41. Контур овала, как известно, представляет комбинацию окружностей двух различных радиусов, а площадь овала состоит из секторов большого и малого кругов. Большая часть площади овала приходится на долю двух усеченных секторов круга большого радиуса. Эти секторы в дальнейшем и будем принимать за основные. Ис/пинньш нонгпур т/тат/я ЕННЬШ контур

~Т~

питания

контур нефтмлсм*

Фиг. 41. Схема размещения скважин в овальной залежи при водонапорном режиме.

Поскольку овал представляет части кругов, постольку все приемы по установлению рационального положения рядов скважин, их дебитов и времени эксплоатации будут аналогичны встречающимся в случаях круговой залежи. При расстановке рядов скважин в больших секторах исходной величиной (см. гл. VII) будет отношение радиуса ряда скважин RK, расположенного по окружности, соединяющей центры малых секторов, к радиусу контура нефтеносности /?нб- Положение окружностей, по которым располагаются ряды скважин в секторах малого круга, будет определяться радиусами, полученными в результате пересечения окружно-

144

Глава IX

стей, по которым располагаются ряды скважин на больших секторах, с радиусом, разграничивающим большой и малый секторы. Одинаковые радиальные скорости перемещения контуров в большом и малом секторах обеспечиваются определенным соотношением расстояний между скважинами в рядах того и другого сектора. Вследствие этого контур одновременно подойдет к скважинам, расположенным по окружности радиуса RK» Оставшаяся нефть, заключенная в сегментах круга радиуса /?к извлекается скважинами, расположенными на большой оси овала. Если стрелка сегмента больше полуторного расстояния между рядами, то в сегменте следует расположить промежуточный ряд скважин пс окружности, описанной из центра большого сектора. При овальной форме залежи овальным принимается и контур питания, расположенный параллельно контуру нефтеносности. Расчет приведенных контуров питания для того и другого сектора производится по тем же формулам, которыми пользовались при определении этих контуров при круговой залежи, т. е. по формулам (9. 4. 24) или (9.4.25). Вначале дебиты скважин определяются для одного большого сектора, поскольку же оба сектора равновелики, удвоение полученного дебита по одному сектору даст величину дебита двух больших секторов. Коэфициент 9Ф определяется по формуле (9.5.12) или (9.5.13), а дебит скважин — по формуле (9. 5. 14). Последняя формула отобразит дебит кольцевого ряда скважин, а так как в секторе будет работать только часть кольцевого ряда, то вместо 2ж следует подставить соответствующую величину центрального угла 7'п. Определение дебитов для последующих рядов большого сектора производится порядком, принятым нами для круговой яплежи. Дебит последнего ряда скважин, расположенного па оси овала, можно также без большой погрешности определить как дебит части кольцевого ряда с радиусом, равным расстоянию от центра большого сектора до центра овала. Если дебиты скважин большого сектора определялись, исходя из заданного расстояния между скважинами в ряду, то для удовлетворения поставленного условия — одинаковой скорости перемещения контуров в большом и малом секторах — в малом секторе дебиты скважин должны быть заданными, а искомой величиной будет расстояние между скважинами. Действительно, полученный по расчету дебит скважин большого сектора определяет время перемещения контура нефтеносности от начального его положения до ряда скважин (см. гл. IX, § 6). За то же время контур в малом секторе тоже должен переместиться от начального положения до ряда скважин. Таким образом, время перемещения ко такта в больших и малых секторах составит

где tpc и ^ м —центральные углы большого и малого секторов; RHS и /?нм—радиусы контура нефтеносности большого и малого секторов; Rio и /? 1м —радиусы рядов скважин больших и малых секторов; т — коэфициент пористости; Р—коэфициент использования пор; h—мощность пласта.

Приближенные методы определения дебитов скважин

145

Подставляя в уравнение (9.5.21) значения дебитов рядов— qQ и <7м по (9.5.14) и решая уравнение относительно ^м, окончательно получим: ^ к

Об

А

1б

где 9^6 и (?м — коэфициенты для большого и малого секторов; /?об и /?ом — приведенные контуры питания для большого и малого секторов. В некоторых случаях, пользуясь этим методом, можно получить по уравнению (9. 5. 22) значение 9?м 1; это будет означать, что при равном количестве рядов скважин в большом и малом секторах в малом секторе любое количество их не может обеспечить требуемую скорость перемещения контакта. В таких случаях для того, чтобы время подхода контакта к центральной скважине малого сектора было одинаковым как со стороны малого, так и со стороны большого сектора, необходимо в малом секторе увеличить число рядов скважин и подобрать такие расстояния в них между скважинами, чтобы общий срок эксплоатации малого и большого секторов был одинаковым. По найденному значению <рм, пользуясь расчетной диаграммой (фиг. 39), определяем о—половину расстояния между скважинами в ряду. Таким же путем, предварительно определяя приведенный контур питания, находим дебит ряда, а также расстояния между скважинами в последующие этапы эксплоатации залежи — при эксплоатации следующих рядов скважин. Наконец, останется часть одной центральной скважины. В этом случае обычным путем определяем дебит и время эксплсатации оставшегося сектора между последним рядом и центральной скважиной, учитывая при этом, что работает на данный сектор лишь часть центральной скважины, измеряемая углом ^ м . 2. Газонапорный режим При газонапорном режиме центральная часть овальной залежи будет занята газом. Рассматривая овал как комбинацию кругов, можно производить размещение рядов скважин, установление приведенного контура питания, а также определение по большим секторам коэфициента <р и дебита скважин теми же методами, которыми мы пользовались при расчетах по определению этих величин для круговой залежи с газонапорным режимом. Равномерное перемещение контура нефтеносности по всем секторам можно осуществить подбором соответствующего расстояния между скважинами в рядах малого сектора. 3. Газо-водонапорный режим При сочетании газонапорного и водонапорного режимов в конце эксплоатации пласта контуры нефтеносности со стороны воды и газа должны подойти к некоторому среднему ряду скважин одновременно. До этого момента определение дебитов ведется так, как если бы вместо одной залежи существовали две самостоятельные, работающие при водонапорном и газонапорном режимах. Определение дебита оставшегося единственного ряда скважин большого сектора следует вести по разобранному (в п. 3) случаю водо-

146

Глава IX

газонапорного режима круговой залежи. Для того чтобы контуры нефтеносности подошли в одно и то же время и к ряду скважин малого сектора, следует соответствующим образом подобрать в нем расстояния между скважинами. Б. Постоянный предельный отбор жидкости Как уже упоминалось, ограниченный отбор жидкости из скважин может иметь место при эксплоатации пластов, представленных рыхлыми, неустойчивыми породами. Кроме того некоторый критический градиент давления у забоя может обусловливаться и приближением к скважине воды или газа. В этих случаях опытным путем устанавливают тот максимальный дебит скважин, при котором эксплоатацию скважин можно проводить нормально. Очевидно, что дебит таких скважин будет не искомой величиной, а заданной. В условиях напорных режимов при отборе из скважины заданного дебита в зависимости от положения скважины относительно контура питания и других зксшюатируемых скважин будем иметь какое-то давление на забое скважины. Величина этого давления может быть выше минимального забойного давления, требуемого техническими условиями для подъема жидкости, но эта величина может быть и ниже минимального забойного давления, определяемого техническими условиями подъема жидкости. Очевидно, в первом случае скважины, независимо от их положения, будут иметь одинаковый заданный дебит, а во втором случае дебит скважины будет определяться минимальным необходимым для ее эксплоатации забойным давлением и будет зависеть от положения скважины относительно контура питания и других скважин. У скважин, расположенных во внешних рядах, очевидно, забойные давления будут выше, чем у скважин, расположенных во внутренних рядах. При этом может оказаться, что некоторое количество внешних рядов скважин будет эксплоатироваться на заданном предельном дебите, а скважины остальных, внутренних, рядов — на минимальном предельном забойном давлении. Таким образом, задачами по определению дебита скважин подобного пласта будут являться установление числа рядов, а следовательно, и скважин, работающих на заданном дебите, и определение дебита остальных скважин, работающих на минимальном предельном забойном давлении. Так как основными формами залежей являются полосообразная и круговая, то методы решения задачи дальше будут рассматриваться только для этих форм залежей; что же касается овальной залежи, то для нее можно использовать решения, полученные для круговой залежи. Методы решения задачи для работы скважин при водонапорном и газонапорном режимах идентичны. Если же ряд скважин работает при водо-газонапорном режиме, то, поскольку в этом случае работает один ряд, сопоставив величины этих дебитов, легко установить, будут ли эксплоатироваться скважины при заданном отборе или при минимальном забойном давлении. Схема решения поставленной задачи сводится к следующему. Рассматриваем ряды скважин как галлереи со средним забойным давлением, несколько повышенным по сравнению с давлениями на забоях отдельных скважин. Вначале, сопоставляя дебиты скважин при заданном отборе с дебитами при минимальном забойном давлении, устанавливаем, может ли работать на заданном дебите первый от контура питания внешний ряд

Приближенные методы определения дебитов скважин

147

скважин. При положительном ответе определяем, каким будет среднее давление вдоль первого ряда скважин. Эту линию принимаем за контур питания для второго ряда скважин. Считая забойные давления у скважин минимальными, определяем среднее давление вдоль первого ряда скважин и дебит скважин во втором ряду. Если эти дебиты окажутся больше заданных, это будет означать, что и второй ряд будет работать на заданном дебите. Таким же путем устанавливаем возможность получения заданных дебитов скважин третьего ряда и т. д., пока не установим, какой же ряд скважин будет работать не при заданном дебите, а при минимальных давлениях на забое скважин. Дебит всех скважин определяется как сумма дебитов всех скважин, работающих на заданных дебитах, и дебита одного ряда скважин, работающего на предельных забойных давлениях. Прежде чем перейти к непосредственному определению дебитов, следует, согласно указаниям § 4, установить приведенные контуры питания. I. Полосообразная залежь

Водонапорный и газонапорный режимы Расчетная схема представлена на фиг. 42. Дебит первого ряда скважин шириной 2а (или дебит одной скважины в ряду) при минимальном забойном давлении согласно (9,5.3) равен 2akh(pK-Pcl)

где

(9.5.23)

<Ръ

-дебит скважины при минимальном забойtном д ав лени и, см3/сек; а — половина расстояния между скважи-I—v нами, см; к —проницаемость породы, дарси; f Рн— вязкость нефти, сантипуаз; <м 1 Lx—расстояние до приведенного контура питания, см; h— мощность пласта, см; «§• рК— давление на привеI денном контуре питания, am; pd—минимальное давле- Фиг. 42. Схема полосообразноп залежи для расрядов скважин в условиях ограниние на забое сква- чета дебита ченного отбора из них жидкости. жин первого ряда, am; 9>1--коэфициент для первого ряда, определяемый по формуле (9.5.1) или диаграмме фиг. 28, 29 и 30. Если окажется, что

,-Г

I

1

!

I

1

где ^пред—предельный заданный дебит скважины,смг\сещ то ряд будет работать на минимальном забойном давлении, и дебит ряда составит

148

Глава IX

Если же то в этом случае первый ряд скважин будет работать на предельном заданном дебите, и следовательно, нужно установить условия работы во втором ряду. Дебит второго ряда скважин той же ширины, принимая положение первого ряда с некоторым средним давлением ~рх вдоль ряда за контур питания, получим 2akh(pl— рсЛ

где рс2 — минимальное давление на забое скважин второго ряда, am; L2— расстояние между вторым и первым рядами, см; <р2 — коэфициент второго ряда, определяемый по (9.5.1) или диаграмме фиг. 28. Рассматривая участок Lx, получим: K

?преД + q2 =

' ,

^Li

(9.5.25)

а подставляя значение #2 из (9.5.24), (/пред i

2akh{px~pc2) —т-

2akh(pK-pl)

" <Р2 •"

г-;

.

Решаем это уравнение относительно рг; La Pl

ш

~.2kon

.

(9.5.26)

Подставляя значение рг в (9.5.24), окончательно получим:

?а = —

-р-

•

(9.5.27)

Если окажется, что значит, первый ряд работает на предельном дебите, а остальные — на предельном забойном давлении. При этом дебит всех рядов составит 2 ? = (?пред + ?2).

(9.5.28)

Если же окажется, что то в этом случае и второй ряд будет работать на предельном дебите. Нужно установить условия работы третьего ряда. Поступая аналогично предыдущему, найдем дебит третьего ряда при минимальном забойном давлении р3> когда два первых ряда работают на предельном дебите;

[

2

k

e

h

i

]

(9.5.29)

Приближенные методы определения дебитов скважин

149

Вообще же дебит п-то ряда, работающего на минимальном забойном давлении, когда все предыдущие работают на предельном дебите, будет:

—: qn —:

2aU,[pK-Pcn--?^f(H(Ln , X^ Л

При дп<Цпрел получаем дебит всех скважин: (9.5.31) В реальных условиях обычно на предельном дебите редко может работать более двух—трех рядов скважин. П о мере эксшюатации пласта контур нефтеносности будет перемещаться и достигнет первого ряда скважин. Тогда этот ряд выключается, и весь расчет следует повторить для определения средних дебитов во втором этапе эксплоатации пласта; при этом второй ряд будет являться первым, третий — вторым и т. д . Наконец, останутся только т е ряды, которые будут работать при предельном дебите. Очевидно, что и на последующих этапах эксплоатации скважины будут работать на предельном дебите. В этом случае установление дебита уже н е представит затруднений. II. Круговая залежь

/. Водонапорный режим Расчетная схема представлена на фиг. 43. Согласно уравнению (9. 5. 14) дебит первого кольцевого ряда скважин будет равен 2nkh(pK-pc)

(plf

(9-5.32)

где (pt—коэфициент для первого ряда, определяемый по формуле (9.5.12) или (9.5.13) или же по диаграмме фиг. 34. Рассуждаем таким же образом, как и в случае полосообразной залежи. Фиг. чета При

cl№

43. Схема круговой залежи для расдебита рядов скважин при водонапорном режиме в условиях ограниченногоотбора из них жидкости.

(где ^пред—предельный заданный дебит одной скважины) ряд будет работать на предельном минимальном забойном давлении, и суммарный дебит всех скважин будет равен qx.

150

Глава IX При Ч\ <> ~

У пред

ряд будет работать на предельных заданных дебитах скважин. Тогда дебит второго кольцевого ряда составит 9.5.33)

(

к

э

и

где р 2 — о Ф Ц Но

иент

Д

ля

второго ряда. 2nkh{pK-Pl)

а подставляя значение qz из (9.5.33), получим h

. 2jrA-ft(Ji — р а )

откуда In

Pi =

~—в

.

(9.5.34)

Подставляя значение рг в (9.5.33), окончательно получим: (9.5.35)

Если окажется, что то второй ряд будет работать на предельном минимальном забойном давлении, и суммарный дебит всех скважин составит

2 но, если

^ ^

(9.5.36) nR%

то и второй ряд будет работать на предельном заданном отборе. Рассчитаем дебит третьего ряда: (9.5.37)

Приближенные методы определения дебитов скважин

151

Среднее давление вдоль второго кольцевого ряда скважин находим по приведенной выше схеме; оно составит VХ

ln

l n

~Rl + R*ln

Ж ,

(9.5.38)

ln-4JUа дебит третьего ряда (9.5.39)

In

Вообще дебит п-го ряда, работающего на минимальном забойном давлении, когда предыдущие работают на заданных дебитах, составит 2nkh \p« — pСП { ln

. (9.5.40)

n—l П

4-In 'Л—1

При qn>

дебит всех скважин залежи будет равен (9.5.41)

При выходе из строя первого ряда весь расчет, начиная с установления приведенного контура питания, повторяем для второго этапа эксгоюатации, когда второй ряд уже будет являться первым, третий — вторым и т. д. Таким путем ведем расчеты до тех пор, пока все оставшиеся ряды скважин не будут работать на предельном дебите. Определение дебитов залежи, когда все скважины будут работать на предельном дебите, затруднений не представит. 2. Газонапорный режим Расчетная схема для этого случая представлена на фиг. 44. Пользуясь формулами (9. 5. 15) и (9. 5. 16), определяем при прескважин

б Й

первого и второго рядов

ф и г

*

44

- с *ема круговой залежи для

ченного отбора из них жидкости.

152

Глава IX

раздельно. Сопоставляя эти дебиты с предельными, устанавливаем, при каком режиме работают ряды скважин. Если дебиты скважин, полученные по формулам (9. 5. 15) и (9. 5. 16), больше предельных дебитов, тогда, следовательно, они должны работать на предельных дебитах. Для установления дебита последующих рядов скважин определяем, по предыдущему, среднее давление вдоль ряда скважин и дебиты последующих рядов. III. Овальная залежь

Рассматривая овальную залежь как комбинацию частей круговых залежей, можно производить определение дебитов по большому и малому секторам способами, примененными для круговых схем залежей. Придерживаясь принципа одновременного подхода контуров к соответствующим рядам большого и малого секторов, определение расстояния между скважинами в малом секторе при заданных расстояниях между ними в большом секторе (поскольку значительная доля дебита залежи будет приходиться на скважины, эксплоатируемые на предельных отборах) можно производить, исходя из работы только одного ряда скважин как в том, так и в другом секторах, но работающих на предельных дебитах. L Водонапорный режим Расчетная схема изображена на фиг. 41. Исходя из предыдущего, можно написать, что ,

,

1

где /х —время перемещения контакта от начального его положения до первого ряда скважин; #16—дебит скважин в ряду большого сектора: *°б

—дебит скважин в ряду малого сектора: м

Подставляя значения # 1б и #iM в (9.5.42) и решая это уравнение относительно <тм, получим: <7б.

Такой же прием следует применить для установления расстояний между скважинами во втором и последующих рядах. 2, Газонапорный режим При газонапорном режиме, повторяя те же выкладки, окончательно получим: "~~

"

а6.

(9.5.44)

Приближенные методы определения дебитов скважин

153

§ 6. ОПРЕДЕЛЕНИЕ БРЕМЕНИ ЭКСПЛОАТАЦИИ СКВАЖИН

Установление времени эксшюатации ряда скважин сводится к установлению времени перемещения контакта от его начального положения до соответствующего ряда скважин. При приближенном расчете времени продвижения контакта, как и ранее, принимаем, что ряды скважин работают как галлереи с некоторым повышенным забойным давлением по сравнению с давлением на забоях отдельных скважин. При принятом допущении продвижение контакта будет происходить поступательно. Поскольку, вводя приведенный контур питания, мы определяли дебит скважин как средний по времени, время продвижения контакта от контура нефтеносности до первого ряда скважин определится как частное от деления промышленных запасов нефти, заключенных между контактом и первым рядом скважин, на средний суммарный дебит всех рядов. Расчеты даны для двух основных форм залежей, при помощи которых можно определить время эксплоатации и в овальной залежи. 1. Полосообразная залежь

/. Водонапорный и газонапорный режимы Время эксплоатации первого ряда скважин: 2<JLH mftti

*i =

„

v

>

(9.6.1)

где LH — расстояние от начального контура нефтеносности до первого ряда скважин (см. фиг. 31 и 32), см; 2а—расстояние между скважинами, см\ Л—мощность пласта, см; 2^i—дебит всех рядов скважин шириной 2с, определяемый по формулам (9.5.3) или (9.5.31), при первом этапе эксплоатации, смв/сек; ft — время эксплоатации первого ряда скважин, сек. Время продвижения контакта от первого ряда до второго равно *2

^

»

7\ 4%

где /^ — расстояние между первым и вторым рядами, см; 2#2-~Д е бит всех рядов скважин шириной 2а при втором этапе эксплоатации, когда внешним рядом будет являться второй ряд. Установим продолжительность эксплоатации скважин второго ряда: Вообще же время продвижения контакта от л —1 до л-го ряда составит tn —

2aLnmfih

2

,

(9.6.3)

154

Глава IX

а продолжительность эксплоатации л-го ряда, если скважины всех рядов приблизительно в одно время вступили в эксплоатацию, составит л

(9.6.4) г-1

При напоре воды с обеих сторон определение времени эксплоатации ведется тем же методом, что и при водонапорном режиме; при этом единая залежь рассматривается как две самостоятельные. Когда же останется один ряд скважин, к которому одновременно подойдут контакты с обеих сторон, время ее эксплоатации определится в прежних размерностях (см. фиг. 36): /

,

(9.6.5)

где #2в—-дебит ряда» определяемый по формуле (9.5.5). 2. Газо-водонапорный режим В этом случае, как и в предыдущем, до тех пор пока не останется один ряд скважин, залежь рассматривается как две самостоятельные, работающие одна при водонапорном, а вторая при газонапорном режимах. Время эксплоатации последнего ряда (см. фиг. 37): Чвг

где ^вг—дебит ряда, определяемый по формуле (9.5.7). II, Круговая залежь

1. Водонапорный режим В этом случае с учетом принятых допущений контакт, перемещаясь к скважинам, будет оставаться окружностью. Рассчитываем по предыдущему время перемещения контакта от начального контура до первого ряда скважин (см. фиг. 38 и 43) и продолжительность его эксплоатации: tl

= *<«••-*>«!* ,

(9

.6.7)

где qx—дебит всех скважин, определяемый по формуле (9.5.14) или (9.5.41) при первом этапе эксплоатации. Время перемещения контакта от первого до второго ряда: /, =

"СЧ-ДР"^ ,

(9.6.8)

где д 2 —дебит скважин при втором этапе эксплоатации пласта, когда первый ряд вышел из строя и внешним является второй ряд. Продолжительность эксплоатации скважин второго ряда: •* 2

=

'lT'21

Вообще же время перемещения контакта от п — 1 до л-го ряда составит U -

К п

~1

п) а

,

(9.6.9)

Приближенные методы определения дебитов скважин

155

а продолжительность ее эксплоатации при приблизительно одновременном вступлении всех скважин в эксплоатацию равна л

i-

(9.6.10)

2. Газонапорный режим При газонапорном режиме (см. фиг. 40 и 44) время перемещения контакта от начального контура до первого ряда и продолжительность его эксплоатации будет равно

где qx-~дебит первого ряда; q2— дебит второго ряда, определяемый по формулам (9.5.15) и (9.5.16). Время же перемещения контакта от п — 1 до п-то ряда составит

а продолжительность его эксплоатации п

(9.6.13)

3. Газо-водонапорный режим В этом случае, как и при газо-водонапорном режиме в полосообразной залежи, до тех пор пока не останется один ряд скважин определение времени эксплоатации рядов скважин ведется самостоятельно для рядов, работающих при водонапорном режиме, и для рядов, работающих при газонапорном режиме. Когда же останется один ряд скважин, к которому одновременно должны подойти контакты как со стороны воды, так и со стороны газа, время ее эксплоатации определяется из следующего выражения: tBV ж

,

(9.6.14)

'ВТ

где ^в Г —дебит последнего ряда, определяемый по формуле (9.5.17). III. Овальная залежь

Овальная залежь рассматривается нами как комбинация круговых. Поэтому время эксплоатации скважин следует проводить способами, изложенными для схем круговых залежей.

ГЛАВА X

ВЛИЯНИЕ НА РАЗМЕЩЕНИЕ СКВАЖИН АСИММЕТРИЧНОСТИ ЗАЛЕЖИ И НЕОДНОРОДНОСТИ ПЛАСТА § I. ВЛИЯНИЕ АСИММЕТРИЧНОСТИ ЗАЛЕЖИ

При эксшюатации нефтяных залежей мы должны стремиться к тому, чтобы контакты нефть—вода и нефть—газ по всему пласту перемещались с одинаковой по вертикали скоростью, т. е. чтобы контуры нефтеносности перемещались от изогипсы к изогипсе. Это требование при симметричности залежи как в плоскости, так и в пространстве выполняется при расположении рядов скважин параллельно контурам нефтеносности. До сих пор, разбирая такого рода залежи, поставленное требование полностью удовлетворялось. В естественных условиях залежи обычно не вполне симметричны, — часто наиболее возвышенная часть структуры, к которой нефть должна стягиваться при водонапорном режиме или которая занята газовой шапкой при газонапорном режиме, находится не в центре залежи, как предполагалось ранее, а где-то в стороне от него. Например, при рассмотрении полосообразных залежей мы полагали, что углы падения крыла или крыльев не меняются в направлении их простирания, а потому ширина полосы оставалась неизменной. В естественных условиях углы падения залежи могут меняться по простиранию, вследствие чего будет изменяться и ширина нефтеносной полосы. В случае значительного отклонения формы залежи от идеальной следует при размещении скважин вносить соответствующие коррективы. Рассмотрим некоторые приемы, при помощи которых можно решить вопрос о размещении скважин при водонапорном режиме в случае отклонения формы залежи от идеальной. Все случаи отклонения рассмотреть, конечно, нельзя, но, пользуясь приводимыми методами, можно будет решить этот вопрос и для других не разобранных здесь случаев. I. Полосообразная залежь

Разберем случай, когда в полосообразной залежи крыло складки в одном из направлений выполаживается, в результате чего ширина нефтеносной полосы будет изменяться (фиг. 45). В этом случае располагаем заданное число рядов скважин, как указано выше, но для нескольких линий, проведенных вкрест простирания залежи, положим, для линий АА', BBf и С&. Ряды скважин пойдут,

Влияние на размещение скважин асимметричности залежи

157

очевидно, под некоторым углом к основному, последнему, ряду. Далее выбираем среднее, промежуточное между крайними, расположение рядов (скажем, по линии BBf) и для этого положения по заданному расстоянию между скважинами определяем дебит и время эксплоатации скважин. Полученное время будем считать обязательным для всех точек ряда скважин. Для того чтобы нефть одновременно подошла по всей линии к первому ряду скважин, необходимо, чтобы этот ряд за одно и то же время выбрал из пласта различные запасы нефти. Следовательно, мы должны осуществить переменную вдоль линии ряда скважин интенсивность отбора /S/SJ нефти, что при заданных равных забойных давлениях или при заданном одинаковом отборе из каждой скважины достигается установлением различных расстояний между скважинами вдоль ряда. Таким образом, задача сводится к тому, чтобы по заданному расстоянию между скважинами в средней части ряда и по установленному времени их эксплоатации определить Ряды скдаЖин расстояния между скважинами вдоль всего ряда скважин. Фиг. 45. Схема размещения скважин В разбираемом случае достаточно в асимметричной полосообразной залежи. ограничиться установлением расстояний между скважинами в крайних точках, т. е. по линиям АА' и СС'У а вдоль остальной части ряда, учитывая заданные расстояния по линии ВВ', следует равномерно изменять расстояния между скважинами. Эту задачу можно решить следующим образом. По линиям АА' и СС/ надо определить по (9. 4. 11) приведенные контуры питания. Затем по найденному для средней части полосы по линии В В' времени эксплоатации скважин нужно определить по (9. 6. 1) для крайних линий АА' и СС дебиты рядов скважин, а по (9. 5. 3) — коэфициент <р и, наконец, по коэфициенту <р9 пользуясь (9. 5. 1) или фиг. 33, следует установить расстояния между скважинами. Средние и суммарные дебиты скважин определятся из времени эксплоатации, запасов нефти и числа скважин. Таким же образом следует поступать при рассмотрении второго этапа эксплоатации, когда первый ряд перейдет уже на воду и внешним будет второй ряд скважин и т. д. f/SSSSSSSSr

SS /SS / S j

II. Круговая залежь

Рассмотрим теперь случай, когда в круговой залежи наиболее возвышенная точка смещена относительно центра залежи. Для того чтобы нефть была окончательно выбрана через скважины, расположенные в наиболее возвышенной части структуры, контуры нефтеносности в разных точках должны перемещаться с разными скоростями: по линии, соединяющей вершину с наиболее отдаленной точкой контура, скорости должны быть наибольшими, полинии, соединяющей вершину с ближайшей точкой контура, — наименьшими, а в остальных точках контура — промежуточными. Принимая в этом случае все ряды скважин круговыми, определим их местоположение и расстояния между скважинами в них так, чтобы

158

Глава X

поставленное требование — стягивание контура к возвышенной части структуры — было выполнено. Прежде всего определяем соотношения радиусов рядов и радиуса контура нефтеносности, попрежнему исходя из заданного количества рядов и начального радиуса контура нефтеносности—/? н (фиг. 46). Центральную скважину располагаем в наиболее возвышенной точке месторождения. Положим, что эта точка находится на расстоянии о от центра залежи. Ближайший к центральной скважине ряд скважин располагаем по окружности, описанной из центра центральной скважины радиусом %/?„ , где #i —коэфициент, установленный для первого ряда (см. фиг. 18); Остальные ряды скважин располагаем по окружностям радиусов: Rt = [at + ах (1 - at)] RH = Д # „ , где at — отношение радиуса кольцевого ряда скважин к радиусу контура нефтеносности при симметричной залежи, определяемое по фиг. 18; — то же отношение, но при асимметричной круговой залежи. Центры окружностей рядов скважин располагаются на линии, соединяющей центр залежи с центральной скважиной, на расстояниях от центра залежи Xi = Q (I — at) (см. фиг. 46). Расставив таким образом ряды скважин, мы должны затем обеспечить одновременный подход контура нефтеносности ко всем точкам внешнего ряда скважин. Как и ранее, это требование осуществляем соответствующим подбором расстояний между скважинами в ряду. Задаемся расстоянием между скважинами в какой-либо точке ряда, положим, в наиболее отдаленной Фиг. 46. Схема размещения скважин в от центральной скважины точке, асимметричной круговой залежи. в данном случае в точке В\ Для этой точки по уравнению (9. 4. 25) определяем приведенный контур питания. При этом за радиус истинного контура питания принимаем заданный радиус только з случае непосредственной близости контура питания к залежи, что может иметь место при наличии законтурного флюдинга, к заданной величине радиуса контура питания прибавляем значение х — расстояние от центра залежи до центра ряда. Радиус контура нефтеносности принимаем /?H + #I и за радиус галлереи — радиус ряда, т. е А^н. Затем, пользуясь формулой (9.5.13), определяем по принятому расстоянию между скважинами коэфициент д> и по формуле (9. 5. 14) — дебит кольцевого ряда скважин. Наконец, по формуле (9.6. 1) вычисляем время эксплоатации ряда; при этом запасы нефти следует исчислять, исходя из ширины кольца, равной отрезку В'В. Установив время эксплоатации скважин в точке В\ мы должны подобрать расстояния между скважинами в других точках ряда, скажем, в точках А', С и т. д. с таким расчетом, чтобы время их эксплоатации равнялось времени эксплоатации скважины в точке В'. Для этого определяем вначале для точки А* приведенный контур питания, считая.

Влияние на размещение скважин асимметричности залежи

159

как и ранее, радиус истинного контура питания за заданный радиус контура питания или уменьшенный на величину Х\, радиус контура нефтеносности RH—Xj и за радиус ряда А^н-. Затем для данного случая находим значение q>. 2k(pK-pc)t

где ROA — приведенный контур питания для точки А'; рк —давление на контуре питания; рс —давление на забое скважин; t — время эксплоатации скважины в точке В'\ <РА — коэфициент для точки А'. По найденному значению <рд, пользуясь фиг. 39, определяем расстояние между скважинами в точке А'. Таким же путем можно определить расстояния и в других точках ряда. Для упрощения определения этих расстояний можно воспользоваться следующим соотношением: ВВ' —

где аАу ав, ас—половина расстояний между скважинами соответственно в точках А', В' и С. Расставив скважины вдоль ряда, определяем их количество, а по найденному времени эксплоатации скважин и по промышленному запасу нефти, который заключен между начальным контуром нефтеносности и рядом, вычисляем средние и суммарные дебиты скважин. Таким же образом производим определение расстояний между скважинами во втором ряду, когда наступит следующий этап эксплоатации скважин, при котором второй ряд будет являться внешним, а начальный контур нефтеносности расположится вдоль первого ряда скважин. В некоторых случаях в направлении ОА' расстояния между рядами скважин могут оказаться весьма небольшими; тогда при размещении скважин на площади можно слить некоторые ряды, не уменьшая при этом установленного количества скважин. III. Овальная залежь

Рассмотрим случай, когда одно крыло складки пологое, а другое крутое. В этом случае нефть должна быть стянута к линии, которая параллельно смещена относительно большой оси овала. Такая залежь может быть представлена в виде половинок двух неодинаковых овалов, имеющих общую большую ось (фиг. 47). Направление общей оси берем по оси складки, а радиусы кругов, составляющих овалы, подбираем в соответствии с конфигурацией залежи. Наибольшие запасы нефти будут сосредоточены в большей половинке овала; эту половинку при расчетах и будем принимать за основную. Прежде всего, задавшись количеством рядов скважин в большом секторе, определяем, как и в случае обычной овальной залежи, их расположение. Затем устанавливаем приведенные контуры питания, а по заданному расстоянию между скважинами — дебиты скважин и время их эксплоатации.

160

Глава X

В малых секторах большой половинки, как и ранее, располагаем кольцевые ряды скважин в виде продолжения рядов большого сектора. Расстояниями между скважинами в этих рядах не задаемся, а определяем из расчета одновременного подхода воды к ряду скважин как в большом, так и в малом секторах. Для того чтобы нефть подошла к осевому ряду скважин как со стороны пологого крыла, так и со стороны крутого, одновременно ближайший к осевому ряду скважин в малой половинке располагаем симметрично соответствующему ряду в большой половинке. К этим рядам скважин вода должна подойти тоже одновременно с того и другого крыла. Поскольку время подхода контура к этому ряду со стороны пологого крыла, на котором задано количество рядов и расстояний между скважинами, определилось, последнее требование можно выполнить, осуществляя соответствующий подбор количества рядов и расстояний между скважинами в них на крутом крыле. Количество рядов в малой половинке овала можно установить, исходя из соотношения малых полуосей двух овалов и количества рядов скважин в большой половинке, т. е.

ов где. л м ~ количество рядов в малой половинке овала; Лб — количество рядов в большой почовинке овала. Берем ближайшее целое число рядов. Вычисленное количество Фиг. 47. Схема размещения скважин в асимметричной овальной залежи. рядов располагаем, как и в обычном случае, пользуясь фиг. 18. Положение рядов скважин определится из соотношения радиуса ближайшего к оси ряда скважин и радиуса концентрично расположенного контура нефтеносности. Ближайший ряд скважин, как уже отмечалось, должен быть полностью симметричен противоположному ряду. Поэтому, если радиус его при концентричном расположении с контуром нефтеносности будет отличаться от радиуса противоположного ряда, располагаем его, в отличие от других, по окружности радиуса, равного радиусу противоположного ряда скважин. Расстояния между скважинами в рядах определяем по времени эксллоатации того или иного ряда скважин, продолжительность же их экс-

Влияние на размещение скважин асимметричности залежи

161

тшоатации устанавливаем, исходя из времени эксплоатации всех рядов скважин в большой половинке овалов и числа рядов скважин в малой лоловинке залежи, т. е.

При концентричном относительно контура нефтеносности расположении рядов расстояния между скважинами в рядах будут одинаковыми. Если же ряд будет эксцентричен относительно предыдущего, что может оказаться с последним рядом, то в этом случае по заданному времени эксплоатации ряда следует установить расстояния между скважинами в средней и крайней точках ряда отдельно. Расстояния между скважинами, в промежуточных точках устанавливаем, как и в случае асимметричной круговой залежи, обратно пропорционально ширине кольца между рядами скважин. Положение рядов в малом секторе малой половинки и расстояния между скважинами в них определяем так же, как и в обычном случае {см. гл. IX, § 5) для боковых секторов овальной залежи. § 2. ВЛИЯНИЕ НА РАЗМЕЩЕНИЕ СКВАЖИН ИЗМЕНЕНИЯ ПО ПЛАСТУ ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ПОРОД

До сих пор мы рассматривали случаи, когда пласт обладает одинаковыми по всей площади физическими свойствами пород. В этих случаях равномерное размещение скважин в ряду, расположенном концентрично контуру нефтеносности, обеспечивает одновременный подход контакта ко всему ряду скважин. В реальных же условиях коллекторские свойства пород обычно меняются как по мощности пласта, так и по его простиранию. Неоднородность физических свойств пород по мощности пласта, естественно, будет оказывать влияние на равномерность перемещения контакта, но как-либо скорректировать перемещение контакта в этом случае путем той или иной расстановки скважин не представляется возможным; поэтому в, дальнейшем мы будем рассматривать влияние на размещение, скважин изменчивости по площади пласта средних по мощности коллекторских свойств пород. В некоторых случаях эти изменения незначительны и не могут оказывать заметного слияния на размещение скважин, но в ряде случаев действительное распределение по площади физических свойств пород требует внесения в размещение скважин, произведенное для идеального пласта, некоторых коррективов. При проектировании размещения скважин обычно приходится пользоваться данными о физических свойствах коллекторов, полученными в результате бурения и эксплоатации разведочных скважин. Эти данные, как правило, могут характеризовать с Достаточной для целей проектирования точностью средние по всей площади значения параметров пласта, и на основе «х можно установить систему размещения скважин для средних условий залежи. Установленный на основе этих данных, а также гидродинамических расчетов и экономической оценки различных вариантов размещения скважин оптимальный вариант размещения будет предусматривать кёкое-то количество рядов и какое-то расстояние между скважинами в ряду. Для того чтобы при не однородных по площади породах контакт яодошел ко всему ряду одновременно, необходимо установленное для

162

Глава X

средних условий расстояние между скважинами в ряду изменять в соответствии с изменением коллекторских свойств пород. Подойти к разрешению этого вопроса можно следующим образом. При проектировании размещения скважин гидродинамические расчеты дают время перемещения контакта для различных рядов скважин и при различном расстоянии между ними. На основании этих данных можно построить зависимость изменения времени перемещения контакта для какого-нибудь ряда от расстояния между скважинами (фиг. 48). При построении этой зависимости следует взять данные из варианта размещения, наиболее близкого по числу рядов к окончательно выбранному. Согласно (9. 5. 3) и tcym fdOO (9. 6. 1), а также (9. 5. 14) и (9. 6. 7) время перемещения 1200 контакта при заданном рас*>* положении скважин пропорtwo ционально отношению WOO

SQO —

f

к

200

где т — пористость пород; 2C0

№

800

к— проницаемость

1QQTZ6

Фиг. 48, Зависимость времени перемещения водонефтяного контакта от расстояний между скважинами в ряду.

о "

по-

кпжЬ коэфициент ИСПОЛЬзования пор пород.

Построенная по данным гидродинамических расчетов зависимость Т == / (2а) будет справедлива для принятого среднего по всему пласту значения (-J-) (фиг. 48). Установленная

для средних

условий по пласту величина

(—\ \ К /ср

в отдельных частях неоднородного пласта будет иметь другое значение, следовательно, в этих частях пласта скорость перемещения контакта будет иною — отличней от средней. Для того чтобы в подобных условиях время перемещения контакта во всех частях пласта было одинаковым, необходимо в соответствии с изменениями по площади значений -г- изменять и расстояния между скважинами. Пользуясь построенной кривой (см. фиг. 48), можно построить зависимость изменения расстояний между скважинами от величины значения *—- при заданном времени перемещения контакта Ти со'отm8 \

ветствующему принятому среднему значению ~ ) и принятому расстоянию между скважинами 2ог. При построении этой зависимости значения -~, соответствующие любому значению 2а, находятся еледующим образом: 2(7 = /(Г) при 1

' = 1

На фиг. 49 эта зависимость фиг. 48.

[—-)

'ср

к

построена

в соответствии с данными

Влияние на размещение скважин асимметричности залежи

163

Для того чтобы использовать полученную зависимость, необходимо знать распределение по площади

значении

параметра -А т. е. необ-

ходимо построить карту равных по залежи значений — . Данные, полученные на основе только разведочных скважин, далеко не всегда могут характеризовать изменение по площади физических свойств коллекторов; поэтому для более детальной характеристики пласта понадобятся характеристики пород и по другим точкам площади, т. е. нужны будут данные не только по разведочным скважинам, но и по некоторым эксплоататр ционным. к Разбуривание залежи 0.12 должно итти (см. гл. III) от внешних рядов к внут0.10 ренним, причем для од0.08 as новременного стягивания 0.06 контуров желательно разбуривать очередной ряд ОМ одновременно во всех 0.02 точках. Но при большом 2S числе скважин в ряду таО* 600 800 WOO /200 кое разбуривание осуществить затруднительно; в Фиг. 49. Зависимость расстояний между скважиэтом случае рекомендуетнами в ряду от величины коэфициента ся охватить бурением весь ряд, закладывая скважины через несколько скважино-точек, а впоследствии ряд доуплотнить. Такой порядок разбуривания рекомендуется и при разнородной характеристике пласта. В этом случае первые, редко разбуренные скважины должны дать дополнительный материал о характеристике пласта по всей площади залежи. На основе данных разведочных и этих эксплоатационных скважин следует построить карту рав•>-.

tea

=:

Мм»

— ных значении R Имея построенную зависимость ~- от расстояний между скважинами (фиг. 49) и распределение по площади или по ряду скважин значений £• , легко установить для каждого интервала между уже пробуренными первыми скважинами надлежащую степень уплотнения последующими скважинами. В местах, где значение ^ г будет больше среднего значения ( ^-^ > скважины должны быть расположены на меньших расстояниях друг от друга по сравнению с установленными ранее 2 ( / ь а в тех местах, где ~~ будет меньше среднего, скважины:

должны быть расположены на больших расстояниях. При этом время перемещения контакта от ряда к ряду будет одинаковым и равным Т\ по всей полосе, ограниченной рассматриваемыми рядами скважин. В некоторых случаях (при особенно резкой неоднородности продуктивных пород) может оказаться, что одним только изменением расстояний между скважинами невозможно обеспечить одновременный подход контура ко всему ряду скважин. В таких случаях необходимо будет соответствующим образом регулировать отбор жидкости из отдельных скважин при их эксплоатации.

ГЛАВА

XI

ВЛИЯНИЕ НЕСОВЕРШЕНСТВА СКВАЖИН НА ИХ ДЕБИТ § I. ТИПЫ НЕСОВЕРШЕННЫХ СКВАЖИН

Понятия «совершенная» скважина и «несовершенная» скважина впервые появились в области гидрогеологии в применении к водяным колодцам. За последние годы эти понятия прочно вошли также в терминологию подземной нефтяной гидравлики и встречаются повсеместно в специальной литературе. Для того чтобы называться гидродинамически совершенной, скважина должна обладать одновременно двумя качествами: 1) она должна быть пробурена по всей мощности эксплоатационкого пласта; такую скважину проф. В. Н. Щелкачев называет с о в е р ш е н н о й по с т е п е н и в с к р ы т и я ; 2) она должна быть не обсаженной трубами в пределах эксшгоатационного пласта, и следовательно, стенка скважины должна быть равномерно проницаемой для жидкости; такую скважину В. Н. Щелкачев называет с о в е р ш е н н о й по х а р а к т е р у в с к р ы т и я . При нарушении этих условий скважина становится несовершенной либо по степени, либо по характеру вскрытия, либо по тому и другому признаку вместе. Следуя этому определению, почти все нефтяные скважины, за редкими исключениями, следует отнести к несовершенным скважинам. В практике разбуривания нефтяных месторождений приходится встречаться со скважинами несовершенными по степени вскрытия главным образом в тех случаях, когда вскрывается пласт с подошвенной водой или когда подошвенная вода находится недалеко от забоя скважины. Целью неполного вскрытия мощности пласта является продление срока безводной эксшюатации скважины. В начальный период появления подошвенной воды в призабойной зоне скважины, вскрывшей пласт только частично, вода продвигается по пласту, находясь уже под самой скважиной, но не прорываясь еще в нее. Некоторое время такое течение оказывается возможным благодаря большей плотности воды по сравнению с нефтью. При этом вода образует под скважиной поднятие, высота которого растет по мере продвижения по пласту я з ы к а о б в о д н е н и я , тянущегося к данной скважине, и вследствие связанного с этим общего повышения водонефтяного контакта. Как показал М. Маскет [157], высота этого поднятия зависит также от депрессии, повышаясь вместе с последней. Для данных общего поло-

Влияние несовершенства скважин на их дебит

165

жения контактной поверхности и величины степени вскрытия пласта всегда существует такая критическая депрессия, при которой происходят прорыв поднятия в скважину и образование к о н у с а о б в о д н е н и я . Начиная с этого момента, в продукции скважины появляется вместе с нефтью и подошвенная вода. Чем меньше степень вскрытия пласта, тем позже наступает момент прорыва конуса обводнения, но в то же время тем меньше дебит нефти скважины до прорыва и дебит всей жидкости после него. Время прорыва конуса обводнения зависит от соотношения проницаемости пласта по мощности и вдоль напластования. Чем меньше это отношение, т. е. чем менее проницаем пласт по мощности по сравнению с его продольной проницаемостью, тем больше требуется времени, пока высота конуса обводнения не установится в соответствии с общей отметксй контакта. При отношении величин проницаемости, близких к единице, время прорыва мало, и выгода от частичного вскрытия мощности теряется вследствие потерь в дебите скважин, возникающих по той же причине. В подавляющем большинстве скважины, разбуривающие нефтяные месторождения, являются несовершенными по характеру вскрытия. Крепление ствола скважины в призабойной части, необходимое при вскрытии пласта, сложенного несцементированной породой, производится с помощью специального оборудования низа эксплоатационной колонны — фильтрами и стрейнерами. С гидродинамической точки зрения это оборудование, вне зависимости от его конструктивного выполнения, достигшего в настоящее время самых разнообразных видов (см. И. М. Муравьев и А. П. Крылов [411), приводит к уменьшению живой площади сечения фильтрации и неравномерному ее распределению по стенке скважины и по этой причине снижает дебит скважины в зависимости от вида и размеров произведенной перфорации. Таким образом, несовершенство скважины любого типа приводит к уменьшению ее дебита по сравнению со скважиной совершенной. Назовем к о э ф и ц и е и т и м »> с .. р ы г и и ,ч о щ и о с т и п л а с т а <9/ отношение дебита несовершенной по степени вскрытия скважины Qf к дебиту совершенной скважины Q r : ( И . 1.1)

6, = %-.

Далее к о э ф и ц и е н т о м п е р ф о р а ц и и др назовем отношение дебита несовершенной по степени и характеру вскрытия скважины QfP к дебиту несовершенной скважины той же степени вскрытия Qf. Q (11.1.2)

Наконец, условимся называть к о э ф и ц и е н т о м н е с о в е р ш е н с т в а с к в а ж и н ы dtp отношение дебита несовершенной по степени и характеру вскрытия скважины QfP к дебиту совершенной скважины Qr-

л, — Ofp

fp

-Q

MI .

1 Ъ

^ 1 1 . 1 .О/

Тогда из (11.1.1), (11.1.2) и (11.1.3) имеем = dfdp.

(11.1.4)

166

Глава XI

В частном случае, при полном вскрытии пласта, но произведенном с перфорацией стенки скважины, коэфициент вскрытия равен единице, и мы получаем: QfP = Qp и dfp = dp.

(11.1.5)

Зная коэфициент несовершенства, можно определить дебит несовершенной скважины по дебиту совершенной скважины: . (11.1.6) § 2. РАСЧЕТ ДЕБИТА НЕСОВЕРШЕННОЙ ВСКРЫТИЯ СКВАЖИНЫ

ПО СТЕПЕНИ

Можно установить следующие три разновидности несовершенных по степени вскрытия скважин, а именно: 1) скважина прошла продуктивный пласт полностью и обсажена эксплоатационной колонной, но перфорирована (притом очень часто) только частично (фиг. 50,а); 2) скважина прошла продуктивный пласт только частично и снабжена фильтром (также весьма проницаемым); башмак колонны закрыт глухой пробкой, и донного притока нет (фиг. 50,6); JSjt-ill^/Afc.W*/

а

б

Фиг.

в

50. Типовые схемы несовершенства скважин.

3) скважина прошла продуктивный пласт только частично, но ввиду устойчивости пород она не обсажена, и следовательно, донный приток будет иметь место (фиг. 50, в). Последний вид скважин менее распространен; в СССР он встречается в районах Второго Баку. Первые два Еида весьма близки в отношении дебитов при всех глубинах вскрытия пласта, третий же вследствие донного притока отличается большим дебитом, в особенности при малых степенях вскрытия и большом отношении диаметра скважины к мощности пласта. Ниже даются уравнения и графики дебитов и коэфициентов вскрытия для скважин первых двух видов — без донного притока и для скважин третьего вида — с донным притоком. Эти формулы получены в предположении изотропности пласта.

1. Н е с о в е р ш е н н а я с к в а ж и н а

б е з д о нн о г о п р и т о к а

Дебит скважины этого вида вычисляется по следующему уравнению: и In — Гс

Так как дебит совершенной скважины определяется выражением, стоящим перед квадратными скобками, то в скобках согласно (11.1.1) стоит значение коэфициента вскрытия: оо

(11.2.2)

Влияние несовершенства скважин на их дебит

167

В этой формуле обозначено: ио(лпдс)= 10(япдк)Ко(ппо!с)—10(жпдс)Ко(лпдк),

(11. 2. 3)

где / 0 и К о — функции Бесселя от мнимого аргумента нулевого порядка,

I и II рода,

в—F? г — радиус произвольного цилиндра вокруг оси скважины. В частности В частном случае Uo {ntiQc) = /0 (лпдк) Ко (япдс) — / 0 (жпдс) Ко

(TMQK).

(11.2.4)

Коэфициенты Сп определяются из системы уравнений 00

/. СпОтп — "*"*• Rm'j

/П— 1, 2, J , . . . ,

( 1 1 . 2. Э)

«—I

где

(

^ jv/i

iyn+п

(__i) m +« _ cos ж

2 (т + п)

т

+

2 (т — п)

с

1п

#„

-гг

Г 1 —• cos п {т-\-п) Ем Ul

{лпвс)

1 Rm

atH +f)

+

1 — cos п (т — п) ef 1

ПйГ-я)

J

(I — cos птв{).

Здесь обозначено: Ut (7mQc)=It (лпдс) К0(лпдк)+10

(жпд

8f = 1 — h f

где h — отношение вскрытой мощности ко всей мощности пласта. При практических расчетах по формуле (П. 2.1) удовлетворяются конечным числом i членов ряда. Для этого ограничивают бесконечную систему уравнений (11.2.5) до конечной, i-ro ранга и определяют из нее £ коэфициентов С„. На фиг. 51 отображены результаты расчетов по формуле (11. 2. 2) для коэфициента вскрытия, полученных при условии QK—b0Qgc. В этих расчетах ранг систем i = 10. 2. Н е с о в е р ш е н н а я с к в а ж и н а с д о н н ы м п р и т о к о м Дебит скважины такого вида дается тем же уравнением (11.2. 1), а коэфициент вскрытия — уравнением (11.2.2). Отличие от предыдущего случая состоит лишь в том, что коэфициенты Сп определяются из системы уравнений вида (11. 2. 5): оо

СпТтП = — Мт; / Л = 1 , 2, 3, . . . ,

(11.2.6)

168

Глава XI

где

{("If

(-1)

m

(1 — eft cos m

sin

J _l)

m

-"

n

2

— COS я ( Ш — П)

m— л sin

Ы

ят

f Sin TltnSf — Д/П£/ COS

^\

0,9 0,8 0,7 0,6 0,5

r—

Ofi

' // /

0,1

o,t

о

OJ ,0,2 0,3 0,1* 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1tQh Фиг. 5 1 . Зависимость коэфициента вскрытия скважины от степени вскрытия пласта (без донного притока).

pk*5O0f

A

f 0ft

Q? OJ O,k 0,5 Ofi Op 0,8 Of9 1,0 h

Фиг. 52. Зависимость коэфициента вскрытия скважины от степени вскрытия пласта (с донным притоком).

Результаты расчетов для этого случая при тех же условиях — 500 рс и 1= 10 даны на фиг. 52. Дебит совершенной скважины с донным притоком можно рассчитать также по формуле, выведенной М. Маскетом [154]:

v

JL [ 2 JL 2Л [ 2/Г

1 n

_l_^ ^к

l n

Г (0,875/Q.r (0,125/Q^ Г (1—0,875 Л)*Г (1—0,125 Л)

_

| д

,4 Q

(11.2.7)

и соответственно для коэфициента вскрытия:

1П 4 — ^ in h

В этих формулах Г (х)

1

Г (0,875 Л) Г (0,125/г) Г (1—0,87570 Г (1-0,125"Л)

гамма-функция.

.(П.2.8)

Влияние несовершенства скважин на их дебит

169

§ 3. РАСЧЕТ ДЕБИТА НЕСОВЕРШЕННОЙ ПО ХАРАКТЕРУ ВСКРЫТИЯ СКВАЖИНЫ

Дебит скважины, совершенной по степени вскрытия, но оборудованной перфорированной колонной (фильтром или стрейнером), определяется формулой:

Слагаемое с в знаменателе (11.3.1) представляет собою функцию от размеров перфорации, числа рядов и характера их расположения на поверхности обсадной колонны и диаметра последней. По М. Маскету эта функция определяется для круглой перфорации следующим образом: оо

со

т—1

тс = 2 У Кп (2ттдп) + 2 ]j г=1

X cos где

д

2d

К

°

(4дл^

s i n

"Т")

х

п—\

" " 1 - f - I n — - — ^ ? In 2 sin —^-,

(11.3.2)

/л — число рядов перфорации, "

отношение радиуса перфорации гп к расстоянию между отверстиями в одном ряду (считается, что о «const);

гс

отношение радиуса скважины к расстоянию между отверстиями в одном ряду; 0i — угол между вертикальными плоскостями, проходящими через две какие-либо линии перфорации; одна из этих плоскостей считается неподвижной и берется за начало отсчета. Для щелевого стрейнера значение с дается следующей формулой: оо

т—1

тс =*2 V К о [2лпдп) ~-? п-1

f-2 V

оо

V Ко (4ттдс sin -к-)х

1—1

п=»1

т—1

* In 2 sin ~2 ,

(11.3. 3)

г—1

где

Я

^_

г 'П

Здесь Я—половина высоты щели, г п — половина ширины щели, а—расстояние между центрами соседних щелей по одной образующей. Как показал В. И. Щуров, расчет по этим формулам чрезвычайно труден вследствие плохой сходимости рядов, входящих в них. Сходимость ухудшается при подсчетах для малого числа дыр на единицу

Глава XI

170

длины фильтра или для узких щелей и дыр малого диаметра (порядка 6—10 мм). В некоторых случаях для получения удовлетворительных результатов необходимо брать более 150 членов ряда. Путем подсчетов по точкам и некоторых упрощающих приемов, позволивших достаточно точно вычислить плохо сходящиеся ряды подобного типа В. И. Щуров нашел эмпирические формулы для значений с. Эти формулы имеют следующий вид: а) Для круглой перфорации

j/A-j

172,7 П,32 — /» _ ^

1,07-lg 4

n

(O,0OG6 d »

5

(11.3.4)

-f- l.OSS)

где d — диаметр перфораций, см; n — число перфораций на 1 пог. м; kz — проницаемость пласта поперек напластования; кг — проницаемость пласта вдоль напластования. В этой формуле учтена анизотропность пласта. Для изотропного / /L пласта kz = kr, поэтому \g I / -y- = 0 и формула (11.3. 4) упрощается. Формула дает достаточно точные результаты на очень широком диапазоне значений п, примерно от /2 = 3 до га— 150. Представление о точности этой эмпирической формулы можно получить из следующей таблицы: Таблица

К 16 81 1

d

п

1,27 1,27 0,635

13,12 3,28 6,3

Точные

r°'

ft8

л

с по эмпири-

значения с ческой формуле 12,45 82,25 24,44

б) Для щелевого фильтра с определяется ческой формулой: (io

2

12,23 81,3 24,1

следующей эмпири-

1 3

so) (JL) '

(1,086+0,0О4

(11.3.5)

где /—ширина щели, мм; I — высота щели, мм; п — число щелей на 1 пог. м трубы. Формула справедлива для изотропного пласта и дает примерно ту же точность, что и предыдущая. Наилучшие результаты получаются при высоте щелей 50 -:~ 70 мм и ширине щели от 0,25 до 2,0 мм, т. е. при диапазоне размеров щелей, наиболее распространенном и принятом в практике. § 4. ДЕБИТ СЕТКИ НЕСОВЕРШЕННЫХ СКВАЖИН

Прямое решение задачи о дебите сетки несовершенных скважин представляет чрезвычайно большие трудности. Некоторые из случаев такого пространственного течения были рассмотрены Б. И. Сегал[128].

Влияние несовершенства скважин на их дебит

171

Методы приближенного решения этих задач, разработанные проф. И. А. Чарным [138], основываются на идее, высказанной им же. Сущность ее состоит в следующем. Теория плоского течения жидкости в пласте показывает, что при любом размещении скважин, если расстояния между ними во много раз больше радиуса скважин, эквипотенциальные линии до некоторого отдаления от стенок скважин мало отличаются от окружностей. Это означает, что в призабойной зоне течение с большой точностью можно рассматривать как радиальное. С другой стороны, изучение осесимметричного пространственного потока к одной несовершенной скважине выявило, что любое поле эквипотенциальных поверхностей на расстоянии от стенки скважины, равном мощности пласта, практически переходит в поле плоского течения. В силу этих обстоятельств можно выделить цилиндрическую область вокруг каждой скважины с радиусом порядка одной мощности и считать приближенно, что внутри ее течение пространственное и осесимметричное, а в остальной части пласта — плоское. При этом потенциал скорости на внешней границе цилиндрической области неизвестен и должен быть определен в ходе решения задачи. Приведенные соображения остаются справедливыми также для совместного течения двух жидкостей в пласте. Преимущество изложенного приема заключается в том, что он позволяет воспользоваться решениями для плоского потока и обойти трудности исследования задачи о пространственном течении сведением ее к комбинированной задаче о плоском течении к сетке скважин и об осесимметричном притоке к одной несовершенной скважине.

ГЛАВА

XII

ВЛИЯНИЕ УПРУГИХ СВОЙСТВ ФЛЮИДОВ И ПОРОДЫ НА РЕЖИМ ЭКСПЛОАТАЦИИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ § 1. ИНТЕГРИРОВАНИЕ УРАВНЕНИЙ ДВИЖЕНИЯ СЖИМАЕМОЙ ЖИДКОСТИ В ПОРИСТОЙ СРЕДЕ ДЛЯ СКВАЖИНЫ В НЕОГРАНИЧЕННОМ ПЛАСТЕ

Как известно [132, 142, 119, 154], распределение давления р или удельного веса у при фильтрации капельной сжимаемой жидкости в пористой среде удовлетворяет уравнению теплопроводности (12.1.1) где и=*-^-.

(12.1.2)

Здесь и — по терминологии проф. В. Н. Щелкачева так называемый коэфициент пьезопроводности; к—проницаемость среды, дарси; К — модуль объемного сжатия жидкости (атмосферы), учитывающий совместный эффект сжимаемости жидкости, присутствия газа и упругого расширения порового пространства; т — пористость среды (%), которая, вообще говоря, зависит от давления, но в (12. 1. 1) и (12. 1. 2) может быть принята постоянной; pi — абсолютный коэфициент вязкости жидкости, сантипуаз. Связь между К и Кж — модулем сжимаемости чистой жидкости — выражается согласно В. Н. Щелкачеву формулой /С =

К

*

»

(12.1.3)

где Кс —модуль упругости порового пространства. Величину К следует рассматривать как одну из физических констант пласта, подлежащую определению для каждого изучаемого месторождения.

Влияние упругих свойств флюидов и породы

173

Ниже приводится решение задачи о распределении давления для случая распределенных вдоль окружности стоков с переменным (во времени) дебитом, т. е. для скважины конечных размеров в неограниченном пласте. Предположение о неограниченности пласта приемлемо вследствие обычно большой удаленности естественных контуров питания. Одно из частных решений (12. 1. 1), соответствующее точечному источнику, может быть дано в следующем виде [153]: га

G

—е

(12.1.8)

Фиг. 53 Скважина радиуса а в неограниченном пласте.

0.9 0.8 0,7 0,6 0.5 ОА

— \ \

ч

-1,0

аз

0,2

'о

3.0 2.0 Фиг, 55, График вспомогательной функции ipQ для расчета пластового давления при упругом режиме.

W

Фиг. 54. График вспомогательной функции y>i для расчета пластового давления при упругом режиме.

где G — весовое количество жидкости, мгновенно инжектированной в пласт; h — мощность пласта; г — расстояние от источника; / — время. Пользуясь принципом суперпозиции для стока с весовым дебитом G (/), равномерно распределенного вдоль окружности радиусом а, т. е. для скважины радиусом а (фиг. 53), Маскет [154], по аналогии с решением Карслоу [153] соответствующей тепловой задачи, получает следующую формулу:

i

4nnuh J

Г

/.

G (г)

t—

ar

174

Глава XII

где yt — начальный уд. вес жидкости в пласте; / 0 — Бесселева функция первого рода нулевого порядка от мнимого аргумента. Как уже указывалось, М. Маскетом даны расчетные формулы только для случая а = 0 (точечный источник) и G (/)== const. При а ф 0 и G (/) ф const преобразование формулы (12. 1. 4) к удобному для расчетов виду было выполнено И. А. Чарным. Не останавливаясь на дальнейших промежуточных вычислениях приведем окончательные приближенные расчетные формулы для G (/), представленной в виде линейной функции времени (12Л.5)

G {t) = GQ + GJ.

Ч^

-1-6)

где графики f0 (£, 1) и yt (£, 1) показаны на фиг. 54 и 55. Уо (f, «)

Ei (-£) + ct (а) - /0;

(12. 1. 7)

00

j

Ei {—£) = j-£l.

du;

(12. 1. 8)

£г: ( —£) — интегральный экспоненциал, значения которого приведены во многих таблицах специальных функций (например, Янке и Эмде, Шпильрейн [139]). Значения с0 (а) и /0 при малых а и £ очень малы и вполне могут быть отброшены. Вообще же их величины определяются из следующих выражений: Л

Л

I*

..; = 0,6935;

f

!20

(12.1.10) (12. 1. 11)

7

5

[ 5 0 4 0 - ( 1 + 7 ^ +42г + 210^Н840Р +2520^2 Ч+ 50401 + 5040) е" 1 ].

(12. 1. 12)

Отрицательный дебит G (t) соответствует нагнетанию жидкости в скважину. Изменение давления находится без затруднений, если известно распределение удельного веса у.

Влияние упругих свойств флюидов и породы Погрешность неравенству

формулы

ш

а 2

2

(12.1.7)

175

для щ (£, а) удовлетворяет

/ i f i-g-g-«)g

2.4*. . . 10 112 L 1 - а

' "5Г 6

1201+

120) ё~ ] - %• [5040 — (12, 1. 13)

(р

\ — р-* [ 1 4- — £\ 4-£FJ (

$\-!-£/* (п\

а

а

241+24) е'^ • 8

2

+ 120I + 360a + 7201 + 720) Погрешность неравенству 1

J l <

^

fc

о

btt-

1

формулы В!

2

) - ^

4»

(12. 1. 14) для

( 1 [ i_g-a-«)i

2«.4«. .. 10 ( 2 ~ L

241 + 24) e~*]—^

S

щ (I, а) удовлетворяет t

T = ^

[2 — (I 2 + 2£+2) e

(12. 1. 14)

I

i ^.g-a+qM-j

T

^

J "^

^

[7201 — + 7201 + 720e-*]} . ^

I, a),

(12Л. 16} (12.1.17)

где = SlLA^>.

(12.1.18)

Здесь Q(/, f, «) —та же функция, что и в (12.1.6), но имеющая размерность объемного дебита. В дальнейшем через Q мы будем обозначать объемный дебит. Таким образом, если известен дебит скважины радиуса а в функции времени, то изменение давления в пласте может быть найдено по выведенным выше формулам. Под «скважиной» можно подразумевать любую окружность, для которой известен протекающий сквозь нее дебит жидкости. Например, в Вудбайне при анализе упругого режима под «скважиной» подразумевалась окружность радиусом 20 миль (радиус контура нефтеносности). Согласно (12. 1. 9) для небольших значений t это может соответствовать сравнительно большим значениям £. Заметим, что для реальных скважин радиусом 10—15 см в непосредственной близости к скважине | через несколько секунд станет очень малым.

176

Глава XII

Пусть, например, радиус скважины а = 10 см, к=\ дарси, К — 2000 кг/см2 (в 10 раз меньше модуля упругости чистой воды), ji=\ сантипуаз, т = 0 , 2 . Тогда н

=

1 0

4

CM

4-104.*

При г порядка нескольких десятков сантиметров через несколько секунд £ станет очень малым. Для малых £(<С1) выражение (12.1.7) можно упростить. Согласно формулам для у>0, чрг при очень малом значении I Рат ми 1—

\ \

ij

,

\

\ \

165

ч

\

\\ \

№

*~

150 0

(12.1.19)

1. (12.1.20) Если в интервалах то выражается разными функциями Go-i(0, Gi~2(0» G^-s^).»., то изменение во времени уд. веса у или давления р может быть найдено при помощи принципа суперпозиции следующим образом: при 0
Г

—

Уа \

—

*.—

—

,—

\

1

;

1,781072 а)

S

155

In

~ ~ \

\ \

V

. _ _

1 1,78107,;

,' !

!

1,

\

\

8

2

N \ s

ч

G(f, ft a) = G 0 _,(/, ft a); (12.1.21) при t1
ч 10

'i, ft a);

12 Г

при

Фиг. 56. График изменения давления в пласте в зависимости от времени.

(12. 1.22)

t%
Кривая а соответствует дебиту f a) —

Q <:t < 6 м е с ; Q = * — — м$1сутки;

«) +

б

6 < t < 12 мес.; Q == 25 000 M^Jсутки; кривая б соответствует дебиту Q =» 25 000 мЧсутки =- const.

(12.1.23)

И Т. Д .

Для иллюстрации на фиг. 56 показаны кривые изменения пластового давления в течение одного года на границе раздела между водой и нефтью при следующих данных: а = 5000 м, г «=5000 м, Л = 25 м, k = l дарси, ^ = 1 сантипуаз (зода), К = 4000 кг/ш 2 , Р Г = 170 am, m = 0,2. При этом все нефтяное месторождение рассматривается как гигантская скважина радиусом а — 5000 м. Кривая а фиг. 56 соответствует следующему закону изменения дебита:

25 000* 8

0 < / < 6 < мес, Q » — — м*/сутки; б мес. < / < 12 мес. Q = 25000 м*1 сутки = const.

Влияние упругих свойств флюидов и породы

177

Кривая б фиг. 56 соответствует постоянному дебиту с самого начала эксплоатации Q =25000 лР/сутки = const. Как видно из кривых фиг. 56, падение пластового давления вследствие упругого расширения воды довольно заметное — около 14 ат ! в одном случае и около 16 ат в другом . Если естественный контур питания отдален, то для поддержания пластового давления может оказаться необходимым нагнетание воды в пласт (см. гл. V). § 2. МЕТОД ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОЙ СМЕНЫ СТАЦИОНАРНЫХ СОСТОЯНИЙ И ЕГО СРАВНЕНИЕ С ОДНИМ ИЗ ТОЧНЫХ РЕШЕНИЙ

При исследовании ряда задач, связанных с неустановившимися процессами, часто хорошие результаты дает один из приближенных методов — так называемый метод последовательной смены стационарных состояний. Сущность его заключается в том, что распределение искомой величины в пространстве рассматривается как установившееся, но с подвижными, перемещающимися границами, закон движения которых определяется краевыми условиями. Иногда это перемещение является фиктивным, но, приняв распределение установившимся в каждый момент времени и зная движение границ, можно получить приближенное решение задачи. Этот метод с успехом применяется ко многим задачам теории теплоты, гидромеханики и фильтрации. Пусть из пласта, где жидкость первоначально находилась в покое при давлении р и уд. весе у/, начинает вытекать в дренажную галлерею жидкость с весовым дебитом G (/) через единицу площади поперечного сечения пласта. Требуется найти, как будут изменяться давление (p)x-o = Ai и УД- в е с (У)ХШО = УО П Р И входе в галлерею, т. е. при х ~ 0 (фиг. 57). Будем приближенно считать (в этом и заключается сущность метода), что в каждый момент времени распределение давления таково, как если бы в этот момент времени режим был установившийся, т. е. 2 2 удовлетворяющий условию V y = 0, v /? = 0 . При таком допущении мы будем иметь для у и р линейную функцию координаты х на некоторой длине /, где х = / означает границу, на которую распространялась депрессия в пласте. При x = l P = Pi- Границу эту мы должны считать перемещающейся, чтобы не нарушить граничное условие при х = 0. Таким образом, мы можем написать, что У;

Г

7 " х; р = ро+-Е^-х.

(12.2.1)

Средний уд. вес на длине 0 — / +У

9

Пусть х =: L > / представляет собою границу, до которой депрессия еще не дошла (см. фиг. 57). Выделим в пласте цилиндр длиною L с поперечным сечением 1 и найдем вес W находящейся в немжидкости, для чего, согласно В. Н. Щелкачеву, сначала учтем изменение пористости от давления —^ 1

° t

(12.2.3)

Все вычисления производились научным сотрудником Института механики АН СССР М. М. Семчиновой.

178

Глава XII

где mot т — значения пористости при давлениях р0 и р, Кс—модуль упругости порового пространства. Таким образом, Pi-Po .

_

_

Pi-Po

^2,2.4)

откуда средняя пористость на длине mcp =

(12.2.5)

Таким образом.

(12.2.6) Далее Pi— Ро

—pQ

.7)

Фиг. 57. Схема распространения зоны депрессии при прямолинейном фильтрационном потоке в случае упругого режяма(метод последовательной смены стационарных состояний).

-X

откуда Уо+Уг

1 2

Кж

(12.2.

Пренебрегая малыми величинами второго порядка

(

1

Mi \

(12.2.9)

Далее весовой расход G(/) связан с W соотношением

9 9

откуда скорость фильтрации при х =

2.2.

Влияние упругих свойств флюидов и породы

179

С другой стороны, согласно закону Дарси можно написать: -~~V^.

(12.2.12)

Из (12.2.11) и (12.2.12) могут быть найдены две неизвестные функции р9 и /, если известна v (0, и, наоборот, v{t) и /, если известно /?в. Пусть известна функция v(t). Тогда из (12.2.11) и (12.2.12) ^(О Подставляя (12.2.13) в (12.2. 11), получим:

•о- 4-Gt 4 О2-2Уравнение (12.2.14) легко интегрируется: IT ^ ( j ^ + i r 1 - ) * 2 ^ ) ^ Так как при / = 0,

fv(t)dt

+const.

(12.2.15)

/ = 0, то const=0 и (12.2.16) о

где

о

Здесь V(/) — объем жидкости, вытекший в галлерею за время / через единицу площади доенажа. Из (12.2.16) и (12.2.12) /2к 1 V(t) f 2k ~КЖ y

1/ ^ ( l j . "Ч

U(0

1/

^ ' *- о. * '

(12.2. 18) Теперь предположим, что известно давление р0 в функции времени. Тогда, сравнивая правые части формул (12.2.11) и (12.2.12), получим ИЛИ ^J__LJ^L"\

dt

Pi~P°

dt

2

dt

180

Глава XII

или

\ =W+bz

IK

+m j

€

где

= 4x'

=

(12.2.19)

in

~3t

Интегрируя (12.2.19), получим, полагая / = 0 при / = 0 „

J

I

1

A-.*.J

A4

I /Л

-

J

_ _ f — 2 In (р^— pa)

(12.2.21)

6

Сравним формулу (12.2.22) с точным решением для случая, когда при х = 0 начинает заданным образом изменяться давление р0— ра(0Если при / = 0 p***Pi — const, то точное решение имеет вид Р — Pi

=

"7=~

/

При р0 (t) «s const (12.2.23) обращается в следующую формулу: 00

е

/ X

2Vxi

(и- 2 - 24 )

= ( л - A ) [i - «У ( T J % ) J ; — символ интеграла вероятностей (функция Крампа). Из (12.2.24) получим: к

~ 2(р0—)

др

ft

При

(Pi ~ P

o

)

/

|

9

(12. Z. ZD) 9

9

x=sO

JL llll^

»

=

0,565 -*- -?*=£!_ .

( , 2 .2.26)

Влияние упругих свойств флюидов и породы

181

Из приближенной формулы (12.2.22) при Pi—pQ = const к

Pi

1

Рв

« е Jk_ J

(12.2.27)

Расхождение между формулами (12. 2. 26) и (12. 2. 27) составляет около 11%, причем, как это и должно быть, метод последовательной смены стационарных состояний дает преуменьшенное значение скорости фильтрации. Если р0 (/) ф const, то расхождение должно увеличиться. Например, при р\ ~-р0 (0 = bt — линейной функции времени — расхождение увеличивается до 23%. Правда, в пользу приближенного метода помимо его простоты говорит еще то обстоятельство, что усредненные гидрогеологические константы пластов — пористость, проницаемость, мощность и т. Пд-0 —я определяются с вероятной ошибко ка ® Р Д 15—20%, а иногда и выше. Таким образом, зная, в какую сторону клонится погрешность, в ряде практических задач пользование приближенным методом последовательной смены стационарных состояний может оказаться вполне целесообразным.

Фиг. 59. Схема распространения зоны депрессии при радиальном фильтрационном потоке в случае упругого режима (метод последовательной смены стационарных состояний).

Фиг.

58.

Схема залежи полосообразной формы.

Аналогичным образом можно рассчитывать продвижение депрессии для контуров круговой и овальной форм. Вычисления в этих случаях сложнее вышеприведенного. Для круговой формы (фиг. 59) оказывается.

(12.2.28) где

(12.2.29) , когда ^—радиус скважины, е 2 — радиус круга депрессии.

— Ei(2lnu)—2,02, когда 4 0 > и > 1 , 1 ; 21пц

21nu

j_

In (10 In и) , когда «>40; ы

2

J

182

Глава XII —£- d* — интегральный экспоненциал, для которого — 00

составлены таблицы, опубликованные в ряде справочников. Представляет интерес выяснить, какая часть р промышленного запаса нефтяного месторождения будет добыта за счет объемного расширения воды. После вычислений оказывается: — для полосообразной нефтяной залежи "ТГ'ГГ""'

(12.2.30)

где

1в-~~ ширина водяной части пласта; /и — ширина нефтяной части пласта (фиг. 58); здесь Ар — разность между давлением воды на контуре питания и средним пластовым давлением в нефтяной части пласта; — для пласта круговой формы [133]:

Залежь овальной формы рассматривается как эллипс с полуосями ах, bt; контур питания в каждый момент предполагается конфокальным эллипсом с полуосями a2i b2. Результаты вычислений [133] показывают, что овальную залежь можно приближенно рассчитывать как круговую следующим образом: вместо Qt следует подставить Ql = ai"T * ;

т0 где ко = Уа1—Ь\—

фокусное расстояние.

§ 3. РАСЧЕТНЫЕ СХЕМЫ РАЗРАБОТКИ И ЭКСПЛОАТАЦИИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПРИ УПРУГОВОДОНАПОРНОМ РЕЖИМЕ

Рациональное проектирование разработки и эксплоатации нового нефтяного месторождения должно исходить в первую очередь из тех или иных вариантов темпов отбора нефти. При упругом водонапорном режиме это будет соответствовать заранее заданным объемным расходам вытесняющей воды, замещающей отобранную нефть. Отсюда по формулам § 1 или § 2 можно определить изменение пластового давления на первоначальном контуре нефтеносности, затем из условия отбора выявить стягивание контура и в зависимости от этого рассчитать забойные давления. Таким образом, при такой расчетной схеме ряды следует расставлять, исходя из правил размещения для депрессии, заданной в функции времени. Если исходить из заранее заданных предельных забойных давлений в нефтяных скважинах и искать уменьшение дебита от снижения пластового давления на первоначальном контуре нефтеносности, то расчет очень усложняется, и аналитическое выражение для оптимальной расстановки наталкивается на затруднения, указанные ранее. Рационально сохранить схему расстановки рядов для депрессии, заданной в функции

Влияние упругих свойств флюидов и породы

183

времени, и для установленной таким образом сетки скважин искать дебиты. Их можно определять аналитическим путем, рассматривая ряды как галлереи, с соответствующей поправкой. Но проще всего вести расчет дебитов следующим образом. Разбиваем весь период эксплоатации на интервалы времени, з течение которых давление на первоначальном контуре нефтеносности, рассматриваемом как контур питания, считаем неизменным. В первом интерзале времени полагаем давление равным первоначальному пластовому до вскрытия пласта. Затем для этого интервала времени вычисляем дебиты и количество извлеченной нефти. Определив эти величины, можем учесть упругость краевой воды и по формулам § 1 или § 2 настоящей главы определить падение пластового давления на контуре питания. Новое пластовое давление в конце первого интервала будет меньше истинного, так как при нашем предположении расчетные дебиты получались больше истинных. Повторяем затем расчет дебитов для этого же (первого) интервала, полагая давление на контуре питания равным не первоначальному, а только что найденному. При этом мы получим заведомо преуменьшенные величины дебитов и отборов нефти. Таким образом устанавливаются пределы, между которыми будут находиться истинные дебиты и отборы. Повторяя этот расчет для остальных интервалов, можно построить по две предельные кривые для дебитов и пластовых давлений, между которыми будут находиться истинные значения этих величин.

ГЛАВА ХШ

НАГНЕТАНИЕ ВЫТЕСНЯЮЩЕГО АГЕНТА В ПЛАСТ § !. НАГНЕТАНИЕ ВОДЫ В ЗАКОНТУРНУЮ ЗОНУ ПЛАСТА

В некоторых случаях для поддержания пластового давления при водонапорных режимах применяется нагнетание воды в скважины, расположенные за контуром нефтеносности. Предположим, для общности, что известно расположение нефтяных эксшюатационных скважин внутри контура нефтеносности LKH и инжекционных скважин в водяном кольце, ограниченном контуром питания

па

4

у

—ф——<р—

Ркн Рем

*~2би~*

Нефть

Фиг. 60, Цепочки скважин в нефтяной и водяной частях пласта.

В связи с процессом нагнетания воды могут быть поставлены следующие задачи. 1. Заданы: краевой напор pKt на контуре LKH, забойные напоры в нефтяных скважинах рСн и их дебиты QH, которые желаем получить при помощи флюдинга. Разумеется, эти дебиты должны быть больше получаемых в естественных условиях без флюдинга. Требуется определить дебиты водяных инжекционных скважин Q B при заданных в них забойных напорах р с в 2. При наличии тех же условий заданы дебиты водяных скважин. Требуется определить забойные напоры в них р с а 3. Заданы дебиты нефтяных скважин QH и водяных скважин QB. Требуется определить забойные напоры рСн и / w 4. Заданы забойные напоры рСн и р с в . Требуется определить получающиеся при этом дебиты QH и QB. Напомним, что положительными дебитами в наших формулах считаются дебиты скважин-стоков (эксплоатационных) и отрицательными — скважин-источников (нагнетательных).

Нагнетание вытесняющего агента в пласт

185

Во всех этих задачах необходимо предварительно определить промежуточный напор ркн, что выполняется при помощи формул гл. VIII которые составляются отдельно для нефтяной и водяной зон, и уравнения неразрывности течения. В некоторых случаях расчеты могут быть упрощены. Иногда (наиболее тяжелый расчетный случай) контур питания LKB настолько удален, что его влияние можно не учитывать и считать, что вся извлекаемая нефть замещается таким же количеством нагнетаемой воды. Рассмотрим два частных случая. 1. Имеется з а л е ж ь к р у г о в о й ф о р м ы , окруженная водой. В водяной части пласта расположены п инжекционных скважин с дебитами Ц\ Требуется определить забойные напоры /?Св на их контурах, если известен суммарный дебит отбираемой нефти. п t—1

В этом случае контур нефтеносности можно приближенно рассматривать как эквипотенциальную линию и заменить все нефтяные скважины одним центральным стоком с дебитом QH. Тогда приближенно забойный напор /"-й скважины будет определяться следующей формулой, получаемой суперпозицией напоров от отдельных скважин: п

i—1 ] ==; 1, Zt

. . ., 72,

где рпя — первоначальный пластовый напор до вскрытия пласта; Рс»— напор в водяных скважинах; Rj — расстояние /-Й водяной скважины до центра нефтяной залежи; /^ — расстояние между i-й и /*й инжекционными скважинами; Где — радиус /-й инжекционной скважины.

2. З а л е ж ь полосообразной формы.

Будем рассматривать неограниченный пласт с прямолинейной границей раздела (фиг. 60). Пусть в нефтяной и водяной частях расположено по одной бесконечной цепочке скважин. Обозначим через р напор на границе раздела — контура нефтеносности. Тогда согласно (8. 0. 2) можно написать для дебита каждой водяной или нефтяной скважины: в

In

"в

н

- + In2sft —

In

(13.1.2)

-=
(13.1.3)

• + in2sh ——

р кн —" Рнс

2якН

;

Яш При расчетах эти уравнения принимаются за исходные.

(13.1.4)

186

Глава XIII § 2. НАГНЕТАНИЕ ГАЗА В ГАЗОВУЮ ШАПКУ

В случаях, когда нефть граничит с газовой шапкой, в которой желательно поддерживать заданное давление, применяют закачку газа или воздуха в пласт. Вследствие незначительной абсолютной вязкости такого вытесняющего агента давление в газовой части пласта можно считать разномерно распределенным. Могут встретиться случаи, когда газ закачивают в количестве, обеспечивающем постоянное давление в газовой шапке, и когда закачку газа производят в меньшем количестве, отчего давление в газовой шапке падает. Расчет первого случая затруднений не вызывает. Необходимое количество газа определяется из формулы (7.4. 19). Во втором случае вследствие сложности аналитического решения, что видно хотя бы из выражений (3.2.16) и (3.2.22) для приведенного контура питания, целесообразнее всего вести расчет по интервалам. Разбиваем перемещение границы раздела газ—нефть с начального положения до первого ряда скважин на несколько интервалов. Предположим, что в первом интервале закачка не производилась. Из условия постоянства массы газа в газовой шапке находим по увеличению ее объема давление к концу первого интервала, и расчет времени продвижения ведем по среднему из найденных давлений в начале и в конце интервала. Если закачка не производится, то это найденное время будет очень близко к истинному, если интервалы достаточно малы. В случае же закачки газа найденное время будет больше истинного, так как в действительности давление в этом случае будет больше. По вычисленному времени находим закачанное количество газа и повторяем весь расчет для первого интервала, рассчитывая теперь начальное давление газа в предположении, что масса газа теперь равна начальной, сложенной с массой закачанного газа. Так как теперь давление будет заведомо больше истинного» то повторный расчет даст значение времени прохождения этого интервала, безусловно, меньше истинного. Таким образом, истинное время прохождения первого интервала будет лежать в найденных пределах. Повторяя этот расчет для дальнейших интервалов, можно определить границы, между которыми будет находиться действительное время от начала движения до прорыва газа к первому ряду.

ГЛАВА

XIV

ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОСРЕДНЕННЫХ ЗНАЧЕНИЙ НЕКОТОРЫХ ПАРАМЕТРОВ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ — ПРОНИЦАЕМОСТИ И МОЩНОСТИ § I. ОБЩИЕ СООБРАЖЕНИЯ О МЕТОДИКЕ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ХАРАКТЕРИСТИК НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ

Рациональное проектирование разработки и эксплоатации нового нефтяного района невозможно без предварительного определения основных параметров, характеризующих как самый пласт, так и водонапорную систему. Такими параметрами являются проницаемость, мощность, пористость и расстояние до контура питания со стороны краевой воды. Само собою разумеется, что за расчетные величины должны быть приняты средние значения этих параметров для некоторой конечной площади, так как в действительности истинные их значения меняются при переходе от одной точки нефтеносной площади к другой и притом иногда в весьма широких пределах. Так например, обычные лабораторные измерения проницаемости образцов породы иногда дают пеструю картину значений от нескольких миллидарси до нескольких сот или даже тысяч миллидарси. Среднеарифметическое этих определений, очевидно, также не дает полной уверенности в том, что получается надежная характеристика рассматриваемой части нефтеносной области. Наряду с геологическими исследованиями, которые абсолютно необходимы для возможно полного и всестороннего изучения нефтяного пласта, необходимо также параллельное определение указанных выше параметров гидродинамическим путем — по данным о дебитах и давлениях первой группы разведочных и эксплоатациониых скважин, которые надлежит соответствующим образом обработать. Результаты определений, полученные на основании геологических данных и гидродинамического исследования, должны быть сопостав* лены, и только после этого можно обоснованно выбрать расчетные параметры. Методика определения параметров пласта гидродинамическим путем может и должна служить предметом специального исследования. Здесь же очень кратко излагаются возможные способы определения некоторых физических констант пласта, входящих в качестве параметров в формулы, связывающие дебиты скважин с забойными давлениями. Очевидно, зная дебиты и забойные давления для одной или нескольких скважин, принципиально возможно из этих формул найти входящие в них параметры.

188

Глава XIV § 2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПЛАСТА ПО ДАННЫМ О КОЭФИЦИЕНТЕ ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИН

Индикаторные кривые Q—Ар, где Q — дебит, Ар — понижение уровня, переведенное в атмосферы, обычно получаемые при исследовании скважин методом пробных откачек, позволяют найти коэфициент продуктивности. Мы будем везде брать только отрезки этих кривых, соответствующие ламинарной фильтрации, и считать справедливым закон Дарси. Этот способ можно использовать при установившейся работе группы скважин. Для группы работающих скважин и какой-либо одной, близкой к центру группы можно половину среднего расстояния между скважинами принять за расстояние от данной скважины до некоторой изобары, соответствующей такому давлению, которое получится на забое, если прекратить откачку из скважины. Эту изобару можно принять за своего рода контур питания, окружающий данную скважину. Известно, что форма контура питания мало сказывается на дебите единичной скважины, если, конечно, она от него достаточно удалена. Таким образом, можно заменить эту изобару окружностью радиусом а, где через 2
Inkh

In

р>

(14.2. 1)

где Ар — депрессия, понимаемая как разность давлений; Фиг. 61. Схема двух скважин dfP — коэфициент, учитывающий несов пласте: эксплоатационной и вершенство скважины (см. гл.XI); скважины-пьезометра. г с — радиус скважины. С другой стороны, из индикаторной кривой скважины можно определить коэфициент продуктивности Q = cAp. (14.2.2) Обычно с имеет размерность mjcymKu-am. Таким образом, зная с и переводя его в смъ\сек-ат из (14.2. 1), получим: G In In — = 86400

di

При этом важно отметить, что получаются не в отдельности значения проницаемости к и мощности /г, а их произведение. Величину hh можно назвать параметром проводимости. Зная же по кароттажной диаграмме мощность вскрытых пропластков, можно оценить значение к. Некоторую информацию предварительного порядка о величине kh можно получить всего по двум-трем первым разведочным скважинам методом пробных откачек, когда одна скважина эксплоатируется, а соседняя простаивает и является скважиной-пьезометром. Пусть первая скважина эксплоатируется с дебитом Q (фиг. 61) и депрессией Ар\л а вторая, отстоящая от нее на расстоянии L, про-

Гидродинамические методы определения осредненных значений

189

стаивает, но вследствие влияния первой скважины снизила свое забойное давление на Лр2. Предполагается, что дебиты и давления соответствуют установившемуся режиму. Тогда, обозначая через R неизвестный пока радиус условного кругового контура питания, можно написать: —=

*

Ар1—Лр2

ln

г

с

Из этих двух уравнений можно найти R и kh: L ill

— — — _ — —————————— £ Ц Гс

APl—Лр2

-

•

гс ^

"

( 1 4 > 2

-

5 )

Затем следует поменять местами первую и вторую скважины и повторить это определение kh. Повторяем, что это определение по первым двум-трем скважинам должно рассматриваться как предварительное, так как найденное значение kh может заметно отличаться от среднего для этой области. Определения же по шестой — десятой скважинам, охватывающим возможно большую площадь, будут значительно более надежными. Отметим также, что при наличии в пласте газированной нефти в результате этих исследований получаем относительную проницаемость породы для нефти. Кроме аналитических методов определения проводимости этот параметр можно устанавливать при помощи моделирования работы пласта и скважин на электроинтеграторе (см. гл, XV).

ГЛАВА XV

ЭЛЕКТРОМОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ

РАЗРАБОТКИ

§ 1. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ АНАЛОГИИ

Известно, что нефтяные пласты представляют собою пористую среду (песок, песчаники и др.), пропитанную нефтью и находящуюся под большим давлением. Под влиянием перепада давлений между контуром питания и скважинами нефть течет сквозь поры пласта к скважинам. При этом распределение давления р в любой точке пласта удовлетворяет уравнению Лапласа

^

g

(15.1.1)

В тех случаях, когда мощность пласта h бывает настолько малой, что изменением давления по вертикальной оси z можно пренебречь, пространственная задача сводится к плоской, и уравнение (15.1.1) принимает следующий вид: ^ J*P — о Решение почти всех технических задач подземной гидравлики, как-то: определение дебитов скважин, выбор системы рациональной расстановки скважин, изучение явлений интерференции скважин, перемещение контуров нефтеносности и т. п., при строгой постановке сводится к решению диференциальных уравнений (15.1.1) и (15.1.2), а в упругом режиме — к уравнению Фурье. При самых произвольных очертаниях контуров нефтеносности и произвольном расположении скважин точное решение этих вопросов отсутствует. Известны решения для областей с более или менее правильной геометрической формой, но и при этом зачастую результат решения имеет очень громоздкий вид и в практических инженерно-технических расчетах мало себя оправдывает. В связи с этим возник целый ряд попыток найти эти решения при помощи различного рода гидравлических моделей нефтяных пластов, однако точная количественная оценка с помощью таких гидравлических моделей всегда встречала много затруднений, связанных главным образом с трудностью создания в модели полного подобия пласта, а также с трудностью измерений.

Электромоделирование процессов разработки нефтяных пластов

191

Эти причины заставили ряд исследователей для изучения процессов в нефтяных пластах использовать модели другой физической природы. В первую очередь следует отметить электролитические модели, где гидравлическое сопротивление пласта фильтрующей жидкости (нефти) моделируется электрическим сопротивлением электролита. Аналогия между электролитическими моделями и нефтяными пластами заключается в том, что распределение напряжений в электролите и=и (Л:, у, z) удовлетворяет тем же уравнениям Лапласа (15. 1. 1) и (15.1.2), что и распределение давлений р в нефтяных пластах. Представим сосуд (фиг. 62), по форме подобный нефтяной залежи. Заполним его каким-либо электролитом (раствором соли), установим электроды, по форме подобные контурам скважин, и электрод, по внешнему контуру подобный контуру питания. Если на электродах установить потенциалы, пропорциональные давлениям на скважинах и на контуре питания, то в этой модели мы получим поля напряжений

Фиг. 62. Электролитическая ванна.

и токов, подобные полям давлений и скоростям фильтрации в нефтяном пласте. Такова идея давно применяемых электролитических моделей (ванн). Такие модели имеют некоторые преимущества, заключающиеся в их простоте и дешевизне. Однако ряд недостатков, например, загрязнение электролита в процессе работы, нарушение закона Ома вблизи электродов-«скважин», трудность измерений и Др., не дают пека возможности широко применять такого типа модели. Все же для исследования весьма трудных вопросов перемещения двухжидкостных систем с разными физическими свойствами электролитические модели могут иметь научно-практическое значение, если применять для этого разноцветные электролиты, подобранные соответствующим образом. Дальнейшим развитием электролитических моделей явились электрические сетки из стабильных проволочных сопротивлений. Разделим мысленно электролит ванны (фиг. 62) на ряд элементарных кубиков плоскостями, параллельными координатным плоскостям (zox и zoy). Каждый кубик электролита будет обладать некоторыми сопротивлениями в направлении осей х и у: 1Хх —

где

Ro h Лх и Лу

ИЛу

ПЛх

уд. сопротивление электролита; „мощность" (толщина) электролита; линейные размеры выделенных кубиков.

(15.1.3)

Глава XV

192

Сопротивление каждого выделенного кубика электролита можно заменить проволочным сопротивлением. Если проделать это для всей области, получится электрическая сетка из сопротивлений (фиг. 63). Оказывается, что распределение напряжений в узлах такой сетки описывается с большой точностью теми же уравнениями Лапласа (15. 1. 1) и (15. 1. 2), если число элементов (узлов) этой сетки будет достаточно большим. О достаточности числа клеток для каждого конкретного случая можно судить, как это будет показано ниже, по величине Ах и АуОбозначим напряжение в произвольной узловой точке 0 сеточной области (фиг. 63) через и (xt у), напряжения в окружающих узловых точках /, 2, 3 и 4 обозначим соответственно через и (х — Ах, у); а{х-к Ах, у); и (х, у—Ау); и (х} у + Ау).

Контур питаний Фиг. 63. Электрическая сетка, заменяющая элек> тролитическую ванну.

К узлу О применим первый закон Кирхгофа. Предварительно выразив токи по закону Ома через разность напряжений в ветвях и сопротивлениях, будем иметь , у) — и(х, у)

R-

u(xty+Ay)~u(x,y) +

ufc

- a f o У) _ R,

Разности функций, стоящие в числителях, разложим в ряды Тейлора по степеням Ах и Ау. Лх%

Ax* 24

Т

_ дх

да

2)

Ах* dzu

.4).

24"

3)

(15. 1.5)

Щх,у+Ау) — и(х9у) = э

Ау* д ц

ди

2

ду3 ' 24

24

4)

где

'

ду

Электромоделирование процессов разработки нефтяных пластов

193

Подставив выражения (15. 1.5) в (15.1.4), после простых алгебраических преобразований получим: ^И л12 dy* a
Имея в виду выражения для составляющих скорости фильтрации /i

дх

>

(I

ду

'

получим окончательно приближенное уравнение для случая малой переменной мощности пласта /z = /z(x, у) и переменной проницаемости ft —ft(x, у):

194

Глава XV

Набирая соответствующую область на электрической сетке с проводи мостями ^

и Ау = с^

(15.1.9)

и устанавливая напряжения на контурах сетки, пропорциональными давлениями на контуре питания и на скважинах, получим распределение напряжнеий и в узлах сетки согласно уравнению

которое доказывается на основе закона Кирхгофа с последующим пре образованием рядов Тейлора указанным выше способом. Что касается постоянного коэфициента с в уравнениях (15. 1. 9), то он выбирается таким, чтобы пределы изменения величин Лх и А у , kh моделирующих коэфициенты — , укладывались в возможные техни~ А*

ческие пределы изменения проводимостей сетки. Например, пусть — изменяется во всей области в пределах величин 0,5—2,0; проводимости же сетки можно устанавливать в пределах 0,001 — 1 */i2; тогда лучше всего взять с = 0,002. Таким путем мы показали, что, имея карты мощности, проницаемости и пористости пласта, всегда можно воспроизвести нефтяную залежь с помощью меняющихся проводимостей Лх и Лу. Эта возможность имеет огромное практическое значение, § 2. УСТРОЙСТВО ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТОК Электрические сетки (электроинтегратор), применяемые в Проектно-исследовательском бюро МНИ, приспособлены специально для решения задач по рациональному размещению скважин и состоят из следующих основных частей: сеточной области, устройства для задания граничных условий и измерительного устройства К Сеточная область старого образца интегратора выполнена в виде двух гетинаксовых вертикальных панелей с смонтированными на них переменными сопротивлениями стандартного образца (радиореостаты). Сопротивления соединены между собою в сетку (фиг. 63). Каждое сопротивление можно изменять в пределах от 10 до 200 & и совершенно выключать. В сетках нового образца сопротивления можно изменять от 1 до 1000 JQ; на передней части панели величина устанавливаемых сопротив-" лений показывается цифрами. Каждая панель имеет 15 X 15 узловых точек, которые также выведены на лицевую сторону панелей (фиг. 64). Выводы сделаны на телефонные гнезда. Принципиальная схема измерительного устройства приведена на фиг. 65. Клеммы изолирующего трансформатора / — 2 подключаются к сети переменного тока напряжением 110 в. От клемм 3—4 берется питание сеточной области (например, клемма 3 присоединяется к контуру питания, а клемма 4 — к контуру скважины). Прикладываемое к сетке общее напряжение равно 10 в; точно такое же напряжение пода1

При описании устройства электрических сеток мы придерживаемся данных, ранее опубликованных Ю. Г. Толстовым [129].

Электромоделирование процессов разработки нефтяных пластов

195

ется к той точке области, относительно которой хотят измерить потенциал (например, к контуру скважины), клемма же 5 — к той узловой точке, в которой нужно измерить потенциал. Измерение производится

Фиг. 64. Общий вид электрических сеток (электроинтегратор). компенсационным методом. В качестве нулевого индикатора применен обычный гальванометр G, соединенный со схемой через вибрационный выпрямитель ВВ, обмотка возбуждения которого 5 питается от того же трансформатора Г. ч О

1106 5

6

J

7

I i

•/Wf

1

га Фиг. 65. Схема измерительного устройства.

Отсчет по измерительному потенциометру ведется в процентах от приложенного к схеме напряжения, что представляет большие удобства. Питание измерительного потенциометра и сеточной области от

196

Глава XV

одного и того же трансформатора обеспечивает независимость отсчета от колебаний напряжения сеги. Кроме указанных частей измерительное устройство имеет еще так называемый линейный интерполятор ЛИ, который служит для снятия изолиний напряжения на сеточной области. § 3. РАБОТА С ЭЛЕКТРИЧЕСКИМИ СЕТКАМИ

L Снятие изолиний давлений Снятие изолиний (линий равных давлений) производится следующим образом. Предположим, что мы желаем снять изолинию соответствующую 20% от полного поданного на сеточную область напряжения.

Фиг. 66. Схема набора задачи.

Для этой цели движок ИП устанавливается на 20%, а движок ЛИ—в положение а. Остальные соединения ясны из фиг. ЬЬ.Клемма о поочередно соединяется с узловыми точками сетки. Допустим, что в точке I напряжение оказалось меньше 20%, а в точке В оно больше

Фиг. 67. Изолинии, снятые по точкам.

20%* значит, изолиния 20% проходит между точками А и В. Тогда клеммы 6 и 7 соединяют с точками А и В и перемещают движок линейного интерполятора до тех пор, пока стрелка гальванометра не установится на нуль. Количество делений на шкале линейного интерполятора (всех делений десять), отсчитанное по стрелке ЛИ, и будет указывать число

Электромоделирование процессов разработки нефтяных пластов

197

десятых долей стороны ячейки сетки от точки А до места пересечения изолинии со стороной ячейки АВ. На чертеже, изображающем область М, точки прохождения изолинии 20% могут быть фиксированы с точностью до 0,1 АВ. Далее выявляется вторая точка, соответствующая месту пересечения изолинии со стороны другой ячейки, и т. д,, пока не будут нанесены все возможные точки, которые затем соединяются плавной кривой (фиг. 67). Сопротивление а — в (см. фиг. 66) линейного интерполятора во много раз больше сопротивления стороны ячейки, вследствие чего искажением в картине распределения потенциала в сеточной области, вносимым таким присоединением, можно пренебречь. Применение компенсационного метода при определении напряжений и отыскании изолиний обеспечивает высокую точность измерений. 2. Апроксимация контура на сеточной области Практически решение задачи начинают с того, что сеточную область интегратора наносят в определенном масштабе на миллиметровую бумагу. На нанесенную сетку контур размещают таким образом, чтобы он занял возможно большую ее часть. Если очерченная контуром область по конфигурации сильно отличается от области, занимаемой сеткой, то первую можно разрезать на несколько частей и эти отдельные части поместить на свободные места сетки интегратора. Полученные части «сшиваются» между собою проводами таким образом, чтобы в конечном счете получилась заданная область. Сказанное наглядно иллюстрируется фиг. 68 и дальнейших пояснений Фиг. 68. Составление области и аппроксимация контура. не требует. Так как по условиям задачи по всему контуру питания предполагается приложенным одинаковое яонтур давление, то на модели питания граничные узловые точки соединяются между собою шнуром (как это показано на фиг. 68), на который и подается общий потенциал. Сопротивление а тех реостатов, которые в пересекаются с контуром, Фиг. 69. Набор области, имеющей оси симметрии, берется не полным, а пропорциональным отсекаемому отрезку. Например, сопротивление реостата од рассчитывается по следующему равенству: Roq — Ro —-. Этим достигается более точная аппроксимация заданной области на сетке интегратора. О

О

198

Глава XV

Во многих случаях заданная область может быть разрезана несколькими осями на симметричные части (например, область, ограниченная круговым контуром питания с кольцевым рядом скважин (фиг. 69), может быть разбита на 2п симметричных сектора, где п — число скважин). Нетрудно видеть, что распределение изолиний в отдельных симметричных частях области будет совершенно тождественно. В этом случае нет необходимости набирать на интеграторе всю область, — достаточно набрать лишь часть области, вырезанную соседними осями симметрии. Следует заметить, что все изолинии всегда будут перпендикулярен осям симметрии, и, следовательно, производная от потенциальной функции по нормали к оси симметрии будет равна нулю: "дп *

а

С другой стороны, это означает, что перпендикулярно оси сим метрии ток течь не будет. Таким образом, если разрезать область по осям симметрии и отдельные ее части изолировать друг от друга, то общая картина явлений в отдельных частях области при этом не изменится. Следовательно, края сетки, отсеченные осями симметрии, нужно оставить изолированными; при этом автоматически соблюдается условие: ди = 0. дп Заметим, что в том случае, когда ось симметрии проходит параллельно одной из координатных осей сетки (прямо по сопротивлениям), граничные сопротивления, направленные вдоль оси симметрии и сов падающие с нею, следует брать вдвое большими. Это вызвано теми соображениями, что ось симметрии разрезает область на симметрия ные части, которые при воссоединении (например, при упомянутой выше «сшивке») снова должны дать исходную область. Сопротивления, направленные вдоль оси симметрии Rx* будут в этом случае складываться параллельно и в результате должны дать выбранное сопротивление стороны ячейки области Ro. Таким образом,

откуда и следует, что В том случае, когда ось симметрии не совпадает ни с одной из координатных осей или наклонена к ним под углом, отличным от 45°, аппроксимация области, как это видно из фиг. 10, а, получается несколько худшей. Однако, как показал опыт, такая ухудшенная аппроксимация существенного влияния на результаты решения не оказывает. 3. Моделирование скважин Размеры контура питания обычно бывают настолько велики по сравнению с размерами контуров скважин, что, если даже охватить контуром питания всю сеточную область, то и тогда линейные размеры контура скважины будут составлять лишь небольшие доли ячейки сеточной области. Ясно, "что в этом случае ни о какой аппроксимации

Электромоделирование процессов разработки нефтяных пластов

199

контура скважины на сеточной области не может быть и речи. Поэтому скважину в таких случаях можно моделировать подключением к какой-либо одной точке области. Рассмотрим, какого характера при этом будут получаться скважины. Сопротивления элементов электрической сетки представляют (моделируют) гидравлические сопротивления элементарных кубиков в направлении их осей. Поэтому подключение к любому узлу сетки «вскрывает» в моделируемом пласте не цилиндрическую скважину, как это бывает в промысловых условиях, а скважину в виде двух перекрещивающихся щелей (ab и dc, фиг. 70) по всей мощности пласта; ширина этой щелевидной скважины /И, равна линейным размерам кубиков (или масштабу сеточной области). Очень часто бывает так, что по условиям опыта необходимо скважину поместить на средние элемен/77 ты "сеточной области, например, в точку 2 (см. фиг. 70); тогда в плап а сте вскрывается скважина в виде / 1 одной щели tnn, по длине равной J_ масштабу клеточной области. И, на конец, если скважина попадает \ между узлами сетки, например, в точку 3, тогда в пласте вскрывается квадратная скважина. Теперь очевидно, что при моФиг. 70. Моделирование скважин. делировании одного и того же месторождения сетками с разным числом узлов в каждом случае будут получаться скважины разной величины, пропорциональные' линейным размерам, приходящимся на одну клетку сеточной области. При подаче напряжения, соответствующего давлению на контуре скважины, непосредственно к узловой точке электрической сетки изобары в области, ограниченной контуром питания, и величина дебита не соответствуют изобарам и дебитам реального месторождения. Картина будет такою (при масштабах сеточной области, больших радиуса скважины), как если бы скважина имела некоторый радиус д0 всегда больший действительного радиуса скважины д. Указанное затруднение, возникшее при моделировании скважин, было разрешено следующим путем. Щелевидные скважины, получающиеся при непосредственном приключении их к сеточной области, можно заменить равнодебитными цилиндрическими скважинами радиусом Q0. Выше было отмечено, что величина щелевидных скважин всецело определяется масштабом М сеточной области, т. е. числом единиц длины, приходящихся на элемент электрической сетки. Поэтому для электрических сеток при любом масштабе М существует условие (15.3.1) 1- = const,

л

ж.

М

которое, впрочем, подтвердилось и при экспериментальном исследовании на электрических сетках. Если действительный радиус скважины равен д, то для ее моделирования необходимо последовательно с узловой точкой включить

200

Глава XV

добавочное сопротивление, которое по величине было бы равным сопротивлению области, заключенной между двумя концентрическими окружностями с радиусами д0 и Q. Удельное сопротивление такого кольца, разумеется, должно быть таким же, как и у всей области, ограниченной контуром питания, и равным /?0. Как известно, сопротивление такого кольца (15.3.2) Соотношение (15.3.2) удобнее переписать в виде «о

где е 0 = -jg- и # =-^—упомянутые выше радиусы концентрических окружностей, выраженные в масштабе задачи. Для всех случаев приключения добавочного сопротивления в узловой точке lng o ' = & =—1,62; так как & = const, эта величина была соответственно названа постоянной электрических сеток (интегратора). Таким образом, моделирование скважин сводится к приключению к узловой точке сетки добавочного сопротивления, вычисленного по формуле (15.3.2). В тех случаях, когда необходимо моделировать область, содержащую не одну, а несколько скважин, часто оказывается невозможным наложить эту область на сетку интегратора так, чтобы все скважины попали в узловые точки. Многие скважины оказываются при этом внутри ячеек сетки или на их сторонах. В этих случаях необходимо «сдвигать» скваСередина Узел стороны жины к ближайшим узлам и тем самым допускать определенную погрешность, связанную с неточным воспроизведением координат скважин. Чтобы уменьшить величину этой погрешности, были разработаны так называемые схеHIoS мы «интерполяции» скважин, позволяющие «сдвигать» сква6 жины не только к узловым Фиг. 71. Схемы включения добавочных сопроточкам, но и к середине сторотивлений к скважинам. ны ячейки или к точке пересечения ее диагоналей. Сдвигание, разумеется, производится в ту из этих точек, которая находится ближе всего к месту действительного нахождения скважины. Все три схемы «интерполяции» показаны на фиг. 71. Там же указаны величины сопротивлений, которые следует включить между точкой присоединения добавочного сопротивления Rmo к скважине и ближайшими узловыми точками. Через R обозначена величина сопротивления одной стороны клетки. Величина /?ДОб во всех случаях вычисляется по формуле (15. 3. 2). Однако величина к = 1 п е зависит от схемы интерполяции, а именно: для схемы а — (узел) — к =—1,62; » » б — (середина стороны) — к •• —2,34; » » в — (крест) — к = — 1,90.

Электромоделирование процессов разработки нефтяных пластов

201

Эти три значения постоянных электрических сеток (интегратора) к определены экспериментально, хотя они могут быть вычислены и теоретически, если определить дебиты щелевидных скважин и по ним найта радиусы соответствующих цилиндрических скважин (эти расчеты мы здесь не приводим). В случае наличия большого числа скважин смоделировать месторождение электрическими сетками ограниченным числом узлов не всегда представляется возможным. Опыт показал, что между скважинами на сетке должно быть 5—6 узлов, так как только в такэм случае картина изобар будет мало отличаться от картины изобар натуры. 4. Определение дебатов Определение дебитов скважин на электрических сетках основано на аналогии (сопоставлении) электрических токов и дебитов в соответственных точках пласта. Электрический ток согласно закону Ома определяется следующим образом: /= ^ - ~ - ^ - ,

(15.3.3)

где R — сопротивление элемента сетки; Mi и щ — напряжения на концах сопротивления R. Согласно закону Дарси выразим расход жидкости в направлении оси элементарного кубика следующим образом:

5.-

(13.3.4)

Для составления величины сопротивлений сеточной области по данным гидравлических сопротивлений пласта вводится*, как указывалось выше, коэфициент пропорциональности Сг: R = Cr{j.

(15.3.5)

Точно так же напряжение и в граничных контурах сеточной области задается пропорциональным давлению на граничных контурах месторождения (включая и скважины) через коэфициент пропорциональности Ср. (15.3.6) Введем некоторый коэфициент пропорциональности между токами в сетке и дебитами в пласте Cq. / = С«#. (15.3.7) Подставляя соотношения (15.3.5), (15.3.6) и (15.3.7) в уравнение (15. 3. 3), получим выражение для тока через физические величины пласта и козфициенты пересчета: (15.3.8)

Jbl Для того чтобы уравнение (15.3.8) было тождественно нию (15. 3. 4), необходимо, чтобы выполнялось равенство С

г» СС

—

* •>

уравне

Глава XV

202 откуда получим в дебиты,

коэфипиент

Ся,

служащий

для

пересчета

токов (15.3.9)

Таким путем по заранее выбираемым коэфициентам (Ср и Сг) сразу же определяем по формуле (15.3.9) коэфициент пересчета (перевода) токов в дебиты. На электрических сетках (интеграторе) дебиты нефтяных скважин определяются через токи в добавочных сопротивлениях, моделирующих скважины. Измерение производится по схеме, приведенной на фиг. 72.

| Измерительные! i устройства ! Фиг. 72. Измерение дебитов скважин.

Измерительный шнур приключают к точке S, затем описанным выше путем гальванометр устанавливают на нулевое деление. Отсчитанная по шкале величина и будет падением напряжения (в процентах) на добавочном сопротивлении к скважине /. Сила тока через это сопротивление вычисляется по закону Ома: и R доб./

Далее, умножая полученные величины силы тока на коэфициент пересчета, сразу же получают значения дебитов. 5. Продвижение

контура нефтеносности

В процессе эксшюатации нефтяного месторождения при водонапорном режиме контур нефтеносности перемещается (стягивается) в направлении к нефтяным скважинам. Скорость перемещения контура нефтеносности в разных его точках, вообще говоря, различна, завися от ряда факторов: расположения скважин, дебитов и т. п. Строгого аналитического решения этого вопроса для произвольного контура питания и произвольного расположения скважин не существует. На электрических сетках с точностью, достаточной для инженерной практики, эти вопросы решаются для произвольной формы контуров нефтеносности и произвольного расположения скважин сравнительно просто. Скорость перемещения точек контура нефтеносности определяется через скорости фильтрации в точках, находящихся на контактной линии.

Электромоделирование процессов разработки нефтяных пластов Известно, что составляющая средней скорости в направлении оси х определяется через дебит qx:

203

фильтрации vx

а скорость перемещения с учетом пористости т определится следующим равенством:

fer'

05.3.11)

где Ау —линейный размер элементарного кубика, /i—мощность пласта. Выражая дебиты qx через коэфициент пересчета Сч и силу токов ix, а последние — по закону Ома, получим выражение для скорости перемещения через физические величины электрической сетки, моделирующей работу пласта ik

Vx

** ТпС^-ЛУ

=

Лих

RxmCqh-Ay •

(15.3.12)

Сопротивление элементов электрических сеток Rx определяется через линейные размеры Ахэп, Луж и Ьэп и удельное сопротивление /?0 по формуле ^

t

(15.3.13)

эл

Вводя коэфициенты пропорциональности Ci между подобными линейными размерами модели и натуры по формулам x3n = ctx;

y3n = ciV;

Ьэп=сф

(15.3.14)

и используя формулу (15.3.13), окончательно получим выражение для средней скорости перемещения в натуре на участке Ах через разности потенциалов Аих на электрической сетке:

и аналогичную формулу для скорости перемещения по оси у: - ^ -

< 1 5 - З Л 5 '>

Таким путем составляющая средней скорости перемещения в любом направлении dl на электрической сетке определяется через разности напряжений по аналогичной формуле (15.3.15). Коэфициент

стоящий справа в формулах (15. 3. 15) и (15. 3. 16), также можно назвать коэфициентом пересчета. Практически на электрических сетках оказалось удобнее определять скорости перемещения в направлении не элементов сетки {Ах и АУ)у а диагоналей сетки. Результат от этого получается более точный, поскольку составляющие скоростей относим к одной и той же точке, находящейся на пересечении диагоналей квадратов элементов сетки.

204

Глава XV

Поэтому определение скорости производится путем измерения падений напряжения на отдельных элементах сетки (фиг. 73). Сначала измерительные шнуры вставляются в узловые точки а—а/ и измеряется падение напряжения Аип, затем шнуры Ш\ и ш^ приключаются к точкам в — в , после чего снова измеряется падение напряжения Лит. Сам процесс измерения проводится способом, аналогичным для случая измерения потенциала. Затем на миллиметровой бумаге (с нанесенной на ней областью) из точки, соответствующей точке Т (см. фиг. 73), откладываются в некотором масштабе в направлении диагонали квадрата сетки а — а' вектор Лип и в направлении диагонали в — в' — вектор Лиш. Результирующий вектор даст по величине и направлению величину падения напряжения Лии пропорциональную вектору скорости фильтрации в точке Т (фиг. 74). Ш1

а

У/ 1

b —_

а

И \

у

У у

1

Фиг. 73. Измерение градиентов.

$

к >f/ д1

а*

аи Фиг.

74.

/ V

Определение фильтрации.

Скорость фильтрации определяется по формуле

•

скорости

(15.3.15):

где

Al— расстояние в действительной области (см), соответствующее расстояниям aa'~bb' на модели. Умея определять на электрической сетке скорости перемещения жидкости в любой точке пласта, нетрудно установить способы для определения положения контура нефтеносности в нужные моменты времени.

I) С л у ч а й о д н о ж и д к о с т н о й с и с т е м ы В этом случае целесообразно снять сразу все поле векторов скорости фильтрации. После того как снято все поле и, таким образом, все составляющие векторов в центре каждого квадрата сетки известны, приступают к продвижению контура. Прежде всего необходимо определить величины и направления скоростей в различных точках контура нефтеносности. Контур нефтеносности проходит через центр квадрата (точка /, фиг. 75). Поэтому составляющие скорости vim и oin приложены непосредственно к точке 1, и полная скорость точки / контура нефтеносности определится как геометрическая сумма скоростей vjm и V\n Остальная часть контура нефтеносности нигде не проходит через центры квадратов, поэтому для определения скоростей в точках 6, с и d нужно применить интерполяцию. Интерполировать можно графически по составляющим. Способ графической интерполяции точки в показан на фиг. 76.

Электромоделирование процессов разработки нефтяных пластов

205

На фиг. 76,а отображен способ нахождения составляющей скорости по оси п в точке в контактной линии, на фиг. 76,6 — составляющей по оси т (ить) и на фиг. 7б,в — способ нахождения по величине и направлению скорости в точке в контура нефтеносности. Найденные путем интерполяции величины ипь и итъ располагаются по своим направлениям (фиг, 76,в). Аналогичным путем находят скорости в точках с, d и т. д. После того как во всех возможных точках контура нефтеносности скорости найдены, приступают к продвижению контура. Задаются некоторым достаточно малым продвижением As точки, имеющей наибольшую скорость (точка а на фиг. 77). (Практически As должно быть не больше одной стороны клетки интегратора, переведенной в

Uim

Я3

z >; " >> m Фиг. 75. Определение скоростей перемещения точек, находящихся вблизи водонефтяного контакта.

Фиг. 76.

в

Графическое определение скоростей точек водонефтяного контакта,

масштаб задачи). Указанную точку перемещают на расстояние As в направлении скорости (точку а в точку а'), затем определяют время продвижения AT по формуле (15.3.16)

vа

Определив таким образом время А Г, находят величины перемещений контура в направлении скоростей в остальных точках, например, для точек в, с я d (фиг. 77): Asb = vbAT Asc^vcAT I

(15.3.17) г

f

На чертеж наносят новые точки а\ в\ с и d , соединяют их плавной кривой и получают новое положение контура нефтеносности. Затем повторяют все операции для нового положения контура. Продвижение контура ведут до тех пор, пока не будут выполнены условия задачи. Иногда бывает необходимо определить величину продвижения более точно, выбирая достаточно малые значения AT, особенно в тех случаях, когда от точки к точке величины скорости меняются очень значительно. Общее время продвижения контура определяется как сумма от дельных отрезков времени:

2

(15.3.18)

Глава XV

206

2) С л у ч а й д в у х ж и д к о с т н о й системы Если контур нефтеносности разграничивают две жидкости различной вязкости f*i и ju2, то сопротивления реостатов в соответственных областях модели будут иметь различные значения. При продвижении контура необходимо менять и сопротивления реостатов соответственно конфигурации контура. Так как в этом случае для каждого нового положения контура картина распределения градиентов во всей области будет иною, то нет смысла снимать все поле сразу, — снимаются только те падения напряжения, которые нужны для определения скоростей на контуре. Способ определения скоростей на контуре состоит в следующем (фиг. 78). 1) В точках 1 и 2 определяют скорости vx и v2 (одна из них лежит целиком за контуром, другая — внутри контура). В точке М, находящейся на пересечении с линией, соединяющей точки / и 2Э строят нормаль к контуру АВ. —-* & >

Mi

i

1/

0 f * г*

Hi

i

Фиг. 77. Перемещение контура водонефтяного контакта при равных вязкостях.

м2

7\ / ><

?\

7 \

X 1

,

Фиг. 78. Перемещение контура водонефтяного контакта при разных вязкостях.

2) Через точки / и 2 проводят линии, параллельные построенной нормали. 3) Скорости Vi и v2 проектируют на эти линии, и концы проекции векторов скоростей соединяют прямой. 4) Точка пересечения этой прямой с нормалью NN' определит нормальную составляющую скорости в точке М (vn). Подобным путем находят нормальные составляющие во всех точках контура. Продвижение производят по этим нормальным составляющим, так как тангенциальная составляющая на форму контура влияния не оказывает. При вычислении скоростей фильтрации по формуле (15. 3. 15) необходимо учесть, что /?•— удельное сопротивление — будет различным для областей М\ и М2. После каждого продвижения необходимо перебрать реостаты, находящиеся в полосе, ограниченной двумя последовательными положениями контура, в соответствии с вязкостью новой среды, занявшей после продвижения указанную полоску. Методика продвижения та же, что и для случая одножидкостнои системы. § 4. УВЕЛИЧЕНИЕ МАСШТАБА СЕТКИ

В тех случаях, когда требуется рассмотреть картину в областях очень малых, плохо аппроксимирующихся на сетке интегратора из-за малого масштаба задачи (например, в областях, по своему размеру близ-

Электромоделирование процессов разработки нефтяных пластов

207

ких к размерам скважины), — масштаб увеличивают. Увеличение масштаба производят следующим образом (фиг. 79). Снимают какую-либо изолинию, окружающую достаточно близко область, масштаб которой подлежит увеличению, и достаточно хорошо аппроксимирующуюся на сетке интегратора (фиг. 79, а). Затем эту изолинию принимают за контур питания и новый полученный таким образом контур налагают на всю сетку интегратора так, чтобы он занял по возможности большее число клеток (фиг. 79, б). В этом случае масштаб задачи возрастет, и область, ограниченную изолинией, можно исследоКонтур питания

изолиния - контур питания_

чS

*•"

у

\ )

t

изолиния

[ \ \

/

к

—

с

R:

с

Фиг. 79. Увеличение масштаба сетки.

вать более точно. Добавочное сопротивление к скважине в первом случае будет отличаться от добавочного сопротивления во втором случае и должно быть подсчитано в соответствии с новым значением М и схемой интерполяции. Прием, основанный на использовании изолинии в качестве контура питания, может быть использован и в том случае, когда расстояние между отдельными скважинами слишком мало по сравнению с контуром питания, т. е. все скважины расположены настолько близко друг к другу, что при выбранном масштабе они сливаются в одну точку. § 5. МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССА ИНЖЕКЦИИ

Для поддержания пластового давления в целях повышения дебитов скважин в пласте за контуром нефтеносности ставят ряд скважин, через которые закачивают соответствующим образом приготовленный рабочий реагент — флюиды. Такие скважины, как известно, принято называть инжекционными. При расстановке инжекционных скважин могут быть поставлены следующие гидродинамические задачи: 1) задаваясь необходимым пластовым давлением, нужно найти наилучший способ расстановки инжекционных скважин, установить, какое следует поддерживать на них давление, рассчитать, какой будет при этом расход закачиваемой жидкости, а также проследить за перемещением контура нефтеносности; 2) задаваясь (исходя, например, из технических возможностей) давлением на инжекционных скважинах или возможным расходом жидкости, необходимо определить, каковы будут при этом дебиты эксшюатационных скважин, а также проследить за перемещением контура нефтеносности. Поставленные задачи по гидродинамическому расчету инжекционных скважин могут быть решены также при помощи электрических

208

Глава XV

сеток. Для этого (см. фиг. 80) на электрической сетке набирается нефтеносная область с существующей расстановкой скважин. Между контурами нефтеносности и питания устанавливаются инжекционные скважины. Скважины, как эксплоатационные, так и инжекционные, моделируются путем включения добавочных сопротивлений /?ДОб, определяемых по формуле (15. 3. 2). При решении первой задачи поступаем следующим образом. Через делитель напряжения на эксшюатационных скважинах и на контуре питания устанавливаем некоторые напряжения ис и ик, пропорциональные соответствующим давлениям рс и рк. Далее через делитель напряжения подбираем такие напряжения на инжекционных скважинах иИнж»при которых в эксшгоатационных скважинах установится требуемый дебит. Как только этого достигают, — обычно путем небольшого чие~ Uu/tatc

Фиг. 80. Электрическая схема процесса инжекции.

ла приближений, — сразу же определяют токи в добавочных сопротивлениях, по которым через коэфициенты пересчета Cq определяют расход жидкости в инжекционных скважинах. Здесь же можно решить вопрос о том, какая часть жидкости, закачиваемой в инжекционные скважины, уходит за контур питания, поскольку давление на них (инжекционных скважинах) обычно бывает выше, чем на контуре питания. При данной расстановке инжекционных скважин перемещение контура нефтеносности определяется способом, изложенным выше. Решить вторую задачу на электрических сетках тоже несложно. Для этого на инжекционных скважинах (фиг. 80) не подбирают напряжение, а сразу устанавливают определенное напряжение, отвечающее условиям задачи. Далее определяют дебиты эксплоатационных скважин и перемещение контура нефтеносности так же, как и в первом случае. Аналогичные задачи на электрических сетках решались для месторождения Широкая Балка [197, 198]. § 6. ЭКСТРЕМАЛЬНЫЕ ЗАДАЧИ ПРИ РАССТАНОВКЕ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН

Одна из основных задач рациональной разработки нефтяных месторождений заключается в нахождении такой системы расстановки

Электромоделирование процессов разработки нефтяных пластов

209

скважин, при которой время эксплоатации будет наименьшим [105, 106]. При широкой постановке решение таких задач сводится к нахождению экстремума (в большинстве случаев минимума) соответствующих функционалов от большого числа функций, которые аналитически вряд ли могут быть найдены, если при этом не вводятся большие упрощения. Мы покажем, каким способом на электрических сетках можно решить следующую экстремальную задачу. Система принимается одножидкостной (т. е. ^ 0 ~Ян)Задано определенное число скважин- Требуется выявить такую их расстановку, при которой время эксплоатации было бы наименьшим. Даже в такой постановке при произвольной форме контура нефтеносности аналитическое решение представляет большие затруднения.

У\

Фиг. 81. Контур обхода.

Представим пласт с физическими параметрами k, fi и h и с некоторой произвольной расстановкой скважин (фиг. 81). Составляющие скорости в любой точке пласта х

_J_ др_щ и ~дх *

Рассмотрим, какая механическая мощность затрачивается при продвижении жидкости (флюида) через элементарную площадку Ах *Ау мощностью / ? = 1 . Если принять, что в центре элементарной площадки Ах-Ау существует пластовое давление /?(х, у), то на гранях этой площадки будут существовать давления р(х— ~ , у ) ; р(х + ^~ , у ) ; р(х,у+^ И р\Х, у 2J Вычислим механическую мощность dw, затрачиваемую талкивание флюида через элементарную площадку:

на про-

210

Глава XV

Разлагая выражения в квадратных скобках в ряд Тейлора по степеням Ах и Ау и пренебрегая членами с Ах и Ау более высокого порядка, получим:

Ц

Полная мощность w, затрачиваемая на проталкивание флюида к скважинам, выразится двойным интегралом по всей площади пласта £ (фиг. 81) за исключением площадок, занимаемых скважинами, т. е. S

Воспользуемся тождествами и

ц \дх/ — [I 1дх\

\ду)

-

дх

,и [ду \Р ду)

Р ду*\ '

Тогда интеграл (15.6.3) запишется в следующем виде

или, имея в виду, что окончательно получим:

+

дх* • ду*

Преобразуем по формуле Гаусса1 интеграл (15.6.4) по площади винтеграл по контуру месторождения /к, включая, конечно, и контуры скважин /с. Получим:

ф I

к др

где — ^ - = у п —нормальная составляющая скорости к контурам месторождения /. Если принять, что на контуре нефтеносности месторождения давления р к , и на скважинах— рс будут постоянными, и имея в виду, что рК совпадает с нормалью, а рс направлено против нормали к контурам интегрирования, интеграл (15.6.5) напишем в следующем виде: w = pK ф vndl~ Рс ф vndU (15.6.6) где /к—означает интегрирование по контуру нефтеносности; / с —то же по контурам скважин. 1

С м и р н о в , Курс высшей математики, т. И, стр. 497.

Электромоделирование процессов разработки нефтяных пластов

211

Исходя из закона неразрывности, имеем равенство dl = Qt

n

(15.6.7)

где О —суммарный дебит по всем скважинам. Тогда, если на всех скважинах поддерживается одно и то же давление рс, вычислим окончательно механические потери: w = (p K — pc)Q.

(15.6.8)

Аналогичная формула для w получится для случая, когда на скважинах поддерживаются разные давления pct и дебиты gt w = Рк Предположим, что эксплоатация ведется в течение времени Т. Тогда работу, затраченную на проталкивание флюида, представим в виде — Tpc & vndl.

(15.6.10)

Т j>vndl = T j)vndl = const

(15.6.11)

Заметим, что интегралы lH

l

представляют объемы извлеченной нефти за время Т. Используя последнее соотношение, получим, что механическая работа, затрачиваемая на извлечение жидкости из пласта при постоянной депрессии на контурах месторождения, есть величина постоянная, т. е. Л = м>Г = соп$1.

(15.6.12)

Нам необходимо найти такую расстановку нефтяных скважин, при которой время эксплоатации Т будет минимальным, но, как это вытекает из формулы (15.6.12), при 7"мин механическая мощность w будет максимальной, па основании чего можно сформулировать правило: системе скважин с наивыгоднейшей расстановкой отвечают максимальные потери механической мощности w. Этот экстремальный принцип в применении к электрическим сеткам оказался более удобным, поскольку при этом не нужно заниматься вопросом продвижения контура нефтеносности. Достаточно на электрических сетках при различных вариантах расстановок скважин определить дебиты и забойные давления и по формулам (15.6.8) вычислить w, что особого труда уже не представляет. Расстановка скважин, при которой w=wMaKCj будет отвечать минимальному времени эксплоатапии. В тех случаях, когда ряды скважин необходимо выключать в результате их обводнения, операцию определения w повторяют каждый раз для оставшихся скважин.

212

Глава XV § 7. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТКИ ДЛЯ РЕШЕНИЯ ЗАДАЧ УПРУГОГО РЕЖИМА

Чисто упругий режим для переменной приближенно описывается уравнением k

JL

ду{ ti

дх

ду

малой

мощности

• НЕ

пласта (15.7.1)

dt

где fe,

как и раньше, соответственно коэфнциенты проницаемости и вязкости; Л —мощность; /?* — коэфициент упругоемкости пласта, определяемый через коэфициенты упругости жидкости рш и упругой среды : по формуле р* = рсм + Рж* RM ПЛПППЛПг

Ф:ч\ 82. Электрическая сетка, моделирующая упругий режим.

Если к узлам сетки (см. фиг. 58) присоединить заряженные конденсаторы полюсами одного знака, а другие полюсы этих конденсаторов— к одной общей точке (фиг. 82), потенциал которой принят за нуль, то при замыкании ключа к напряжение в узлах сетки при разрядке этих конденсаторов (то же при зарядке) будет описываться уравнением, тождественным уравнению (15.7.1). На основании первого закона Кирхгофа, написанного для любого узла, имеем: Ах [и (х — Ах,у)

+ Ау [и (х,

и (х, у) ] + Л х [и (х 4- zlx, у) —ы(х,у)]+Ду[н(х,у-л dt

0.

и(х, У)3 4 - и (эс, у)] (15.7.2)

Применяя к этому уравнению преобразование с помощью рядов Тейлора, как это было показано выше, и пренебрегая членами со степенями второго порядка от Ах и АУ, получим: д дх

(15.7.3)

Следовательно, процессы в электрической сетке (фиг. 82) описываются уравнением, тождественным уравнению упругого режима [107, 108, 109, 111].

Электромоделирование процессов разработки нефтяных пластов 213 Для решения этих уравнений необходимо задаться начальными и граничными условиями. Начальные условия на электрической сетке и x о ( f У) пропорционально ро (х9 у) во всей области рассматриваемого пласта. Граничные условия на контурах сеточной области определяются так же, как и на сетках установившегося водонапорного режима. В этих сетках, как и раньше, омическое сопротивление сопоставляется с гидравлическим сопротивлением пласта. Напряжение в узлах сетки сопоставляется с пластовым давлением, токи в сопротивлениях — с дебитами в соответственных точках пласта, емкости сетки — с упругоемкостью пласта и, наконец, время протекания электрических процессов в сетке сопоставляется с временем протекания процессов в натуре (в пласте). Введем следующие коэфициенты пропорциональности: коэфициент пропорциональности между линейными размерами электрических сеток и линейными размерами пласта — cXi коэфициент пропорциональности между напряжением и пластовым давлением — с р , коэфициент пропорциональности между временем протекания электрических процессов и временем протекания аналогичных процессов в пласте — ct, коэфициент пропорциональности между сопротивлением сеток и гидродинамическим сопротивлением пласта сг и коэфициент пропорциональности между емкостями и упругостью пласта с$: 1) /эл = С*'*

2) и-Ср-р 3)/w-cr/ 4 )

R =

(15.7.4)

Cr

~W

Уравнение (15. 7. 3) запишем через гидродинамические величины пласта (натуры), учитывая соотношения (15. 7. 4): А

(И2

д р

)1

д

1гЧ

др

(

\-

с

с

д

х 0 ' У " . <>Р

(15 7.5)

Потребуем, чтобы при тождественности начальных и граничных условий уравнение (15.7.5) было всегда тождественно уравнению (15. 7. 1). Тогда будем иметь равенство Р г = 1,

х

(15.7.6)

из которого получим выражение для масштаба времени l.Cfi.cr.

Cl=zC

(15. 7. 7)

Эта формула служит для пересчета времени протекания электрических процессов в соответствующие периоды протекания процессов в натуре. Что касается выбора коэфициентов пересчета сХу ср, Св и сг, то их выбирают заранее совершенно произвольными, лишь согласуясь с удобствами измерения и возможными пределами изменения параметров сетки (R и с).

214

Глава XV

Формула для пересчета токов в дебиты такая же как для сетокустановившегося режима. Набор сеточной области р режима" Д

Я

Т З К Ж е в

°

СТаЮТСЯ Т а К И М И

Ж6

'

КЭК

и

ДЛЯ

^

к л ю ч е ш я

п о м и измерения применяется автоматическое устройл ство. На общем валу (фиг. 83) насажены три диска — ПР Ж и ЗМ г™«°ЩЬю первого диска (прерывателя) ПР производится включение vnZJJi начальное напряжение «в, соответствующее началу отсчета времени /0 = 0. С помощью второго диска Ж производится включение измерительного гальванометра G в требуемый момент времени t который устанавливается углом поворота <р второго диска Ж по отношению к первому. Третий диск ЗМ служит для поднятия своим выступом планки, с помощью которой с конденсаторов снимаются заряды и тем самым подготавливается установка для повторного включения. к R

/ ' 1 Whs ТТ t

I i

I

, I

Мотор Редуктор

I

ппллллплапА

О

пр

Фиг. 83. Принципиальная схема вращающегося устройства.

Процесс повторяется автоматически как угодно долго пока не будут произведены все измерения. Принципиальная схема измерительного устройства аналогична измерительному устройству для сеток установившегося режима Сетки для упругого режима применимы и для решения вопросов фильтрации газа и газированной нефти. На этих же сетках путем включения их на переменное напряжение постоянной частоты можно решать экстремальные задачи по расстановке нефтяных скважин На вышеописанных сетках из активных сопротивлений и емкостей можно рассматривать гидродинамические процессы в пластах, имеющих не только переменные мощность h и проницаемость k% но и переменную упругоемкость £* = £(*, у). Для этого необходимо емкости конденсаторов С брать не постоянными, как при моделировании уравнения (15. 7. 1), а переменными, зависящими от координат узлов сетки по закону С = Cfip* (х, у)- все остальные параметры остаются F без изменения. Однако изготовление сеток с переменными емкостями значительно удорожает и усложняет само устройство, что может ограничить их более широкое применение . Поэтому мы покажем, как на сетках с постоянными, не меняющимися сопротивлениями и емкостями можно рассматривать гидродинамические процессы с переменной упругоемкостью пласта 0* (х, у). Этот же способ применяется нами при рассмотрении фильтрации газированной нефти. Напишем диференциальное уравнение упругого режима: дх*

ду2

(** У) % .

(15.7.8)

Электромоделирование процессов разработки нефтяных пластов 215 Если область разбить на сетку квадратов шириной /, то это диференциальное уравнение можно представить в виде системы разностнодиференциальных уравнений ^

* (х„, уп) - f p - , (15.7.9)

где я = 1,2,3,... Здесь рп — давление в узле сетки п; рп+ъ Рп+ъ и т. д . — давления в узлах сетки, окружающих узел п; хп и уп — координаты узла п. Количество уравнений зависит от числа узлов в сетке всей области. В дальнейшем эти уравнения будем называть узловыми. Если для каждого узлового уравнения ввести масштаб времени JL

(15.7. 10)

уп),

то из (15. 7. 9) получим новую систему узловых уравнений: 2

дР ^ д

(15. 7. 11)

Эта система узловых уравнений соответствует диференциальному уравнению упругого режима с постоянными параметрами пласта. Поэтому, взяв сетку с постоянными сопротивлениями и емкостями и набрав на ней область, подобную области пласта с переменными параметрами, получим путем измерения в любом узле п функции Р(хп,уп,т), являющиеся решением узловых уравнений (15. 7. 11).Используя зависимость (15. 7. 10), можно, например, приближенно графически построить функции Р(х„, уП1т)> являющиеся решением узловых уравнений (15. 7. 9) или, что то же, диференциального уравнения (15. 7. 8). На этих же сетках можно рассматривать процессы фильтрации газированной нефти, что, как известно, сводится к решению (при соответствующих граничных и начальных условиях) нелинейного уравнения

где q= I yelp; у — плотность фильтрующейся смеси при давлении р\ вид функции М известен. Непосредственно представить это уравнение на электрических сетках из сопротивлений и конденсаторов невозможно, так как надо было бы иметь конденсаторы, емкости которых С зависели бы от напряжения и по сложной функциональной зависимости М(и). Таких конденсаторов в природе не существует. Однако для решения нелинейных уравнений фильтрации газиро ванной нефти можно воспользоваться аппаратом электрических сеток для приближенного решения с той же степенью точности, что и для рассмотренных выше линейных уравнений. Время протекания процесса t разбиваем на ряд таких малых отрезков Ati**ti+l-t» (15.7. 13) где г « 1 , 2, . . . , л, что в промежутке любого Ati нелинейный член М (дО мало изменится, и тогда его можно принять равным М (#i), где qb — некоторое среднее значение в интервале времени ДГХ.

216

Глава XV

Тогда для всех интервалов ность линейных уравнений

времени получим последователь

(15.7.14) где / к 1 ^ 2, . . . , п. Начальными данными для каждого интервала J/'* служит значение функции #,_ 1, найденное в конце интервала Ati—i, а граничные условия остаются те же, что и для уравнения (15- 7. 12). Функция М(дг) осуществляется на электрических сетках (фиг. 82) путем набора соответствующих емкостей с=с (х, у), зависящих от координат сетки. Изложенное применимо, конечно, и к уравнениям фильтрации газа. Степень приближения может быть любою, завися* щей от выбора отрезков AU. Этот метод можно применять и при других числовых способах без пользования электрическими сетками. § 8. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТОК ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ПЛАСТА

1. О п р е д е л е н и е гидродинамических параметров при у с т а н о в и в ш е м с я режиме, В действительных условиях мощность пласта /г, проницаемость kt вязкость fi и другие показатели не являются постоянными. Поэтому, имея промысловые данные о забойных давлениях и дебитах скважин для какого-либо момента времени, можно определить параметры пласта в призабойных зонах и тем самым облегчить представление о распределении проницаемости в пласте. Представим неоднородный пласт, находящийся в условиях устаноjhl вившегося режима с неизвестным параметром — = b (x, у), но известными, например промысловыми, данными о давлениях на контуре питания р к , давлениях на скважинах р1с, р 2 с , - • -, /V и дебитах скважин
pn = 0, где

(15.8.1

л = 1 , 2, . . . .

Здесь рп—давление в точке п с координатами хпуп', Pn+i, Рп+2 и т. д. давления в окружающих точках с координатами п+2 = %п "Т = Уп И Т. Д .

Электромоделирование процессов разработки нефтяных пластов

217

Представим второй пласт, контур которого подобен контуру первого, с некоторыми постоянными параметрами ftp fro _ £

j

=

Зададим на контуре питания однородного пласта давление рк и дебиты на скважинах qlf q2t . . ., qn такие же, как и в неоднородном пласте. Тогда, естественно, забойные давления на скважинах однородного пласта и1с, и-2с, . . ., ипс установятся другие, отличающиеся от забойных давлений pic> р2с, - - -, рПс неоднородного пласта. Полудим разностные уравнения однородного пласта: = 0, (15.8.2) где

п = 1, 2, 3 . . .

Здесь ит un+i, Й П+ 2 и т. д.—давления и т. д. При представлении N

**П

h I

п

в точках п, п + 1, и + 2

\

/к

Ult I ~Т—"" I

Q

i\

\_1«^« О . *JJ

и обозначении ^ ^ р

я—1 2

.

С15 8 4>

уравнение (15. 8. 2) примет следующий вид: -4&„Р п = 0, где

(15.8.5)

п= 1? 2, 3 . . .

Представим bn+u bn+2, bn+s и bn+i разложенными в ряд Тейлора по приращениям -я- Ах и -^-ДУ, отбрасывая, как это допускается в разностном методе, члены с Ах2 и /ly21 — »П —

ь

О

-ь 44-JLi -JL

оп+2— On -t ~Y

дх

(15.8.6)

= Ъп Н- —

На основе последнего разложения получаем: Abn = bn+i + bn+2+6„+з+^и+4,

(15. 8.7)

и наши уравнения (15.8.5) можно записать в следующем виде: Pn+lbn + l -f" Ял+2^П+2 + Pn+zbn+3 4"

№й+1+П+2+||+ +

P b

+ ) ^П = 0,

(15. 8. 8)

уравнениям

для неоднородного

где л = 1, 2, . . ., которые пласта.

тождественны

разностным

218

Глава XV

Зная забойные давления на скважинах неоднородного пласта p i c , р2с> • . •> рпс и найденные методом электрических сеток для однородного пласта давления и1с, и2с, % . ., ипс, а также используя формулы (15.8.4), имеем: nc

и тем самым получаем значение гидродинамических параметров пласта в призабойных зонах всех скважин. 2. О п р е д е л е н и е гидродинамических параметров п л а с т а при у п р у г о м р е ж и м е . Рассматривается пласт при упругом режиме; известны дебиты 4i(0> ?г(0' • • • » 0п(О и забойные давления р г ( 0 , Рг(О^ • • • , Рп(0 скважин в функции от времени /. Диференциальное уравнение процесса » (**. %Л + > (h±

«P.) = /i/S* «L.

Введем, как и раньше, обозначения Получим разностно-диференциальные цесса:

(15.8.10)

« b (xt у), ^* = fi* (x, у). уравнения того же проЬп + п +

W* (хя, уя) 5 >

(15АН)

где л — 1, 2, . . . С другой стороны, разностно-диференциальные уравнения для области с однородными параметрами • ° »••= 1 и р* будут: ди -j, (15.8.12) где л = 1, 2, . . . Применив (15.8.3), (15.8.4) и зависимости (15.8.7), (15.8. 12) перепишем з следующем виде:

^

уравнение

(15.8,13)

где л = 1 , 2 , . . . Решения уравнений (15. 8. 13) и (15. 8. 11) для тождественных точек (х„, уп) при тождественности граничных и начальных условий будут отличаться только масштабами времени, и поэтому для равных значений рп (х„, у„, Q и Р„ (хл, ую т к ) отношение между /к и т к определится

Электромоделирование процессов разработки нефтяных пластов

219

или после сокращений l

K

(15.8.14) Р* где все параметры, кроме к и р* (х„, уп), считаются известными. Имея изменения давления рп (хП} уп, т) в функции от времени т для любой точки однородного пласта, обычно получаемые на электрических сетках, и из промысловых данных — изменение рп (хп, уп, t) в функции от времени /, мы вычисляем значения гидродинамических в* параметров пласта -ty в призабойных зонах всех скважин. Этим методом можно определить гидродинамические параметры пласта также при фильтрации газированной нефти и газа в пористой среде. § 9. ПРИМЕР РЕШЕНИЯ ЗАДАЧИ НА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТКАХ

В предыдущих параграфах были изложены основные теоретические принципы моделирования электрическими сетками процессов разработки нефтяных пластов при установившемся водонапорном и упругом режимах. В настоящем параграфе приводится решение при помощи таких электрических сеток конкретных вопросов разработки на примере условного месторождения при водонапорном режиме.

Фиг. 84. Схема месторождения.

Минимальными исходными геологическими данными должны служить: 1) контур нефтеносной области со всеми данными о сбросах и водонефтяных контактах, 2) положение контура питания, 3) мощность пласта или, вернее, карта мощности, 4) распределение проницаемости пласта, 5) вязкость фильтрующихся жидкостей и 6) пластовое давление. В качестве примера рассмотрим заливообразное горизонтальное (или приведенное к горизонтальному с помощью потенциала скорости) месторождение (фиг. 84) с контуром питания в восточной части и выклинивающееся во всех остальных частях. (Положение водонефтяного контакта То показано пунктиром с точками.) Предположим, что известны следующие данные о пласте: мощность пласта 1г = 1; 2,5 и 5 м (см. фиг. 84); проницаемость пласта к ==0,7 дарси; пористость пласта т = 0,20;

220

Глава XV

вязкость воды и нефти /г = 4 сантипуаза; давление на контуре питания р к = 1(Ю am; давление на скважинах /?скв = 40 am. Практически решение начинается с того, что всю область месторождения, включая и область питания, наносят на лист миллиметровой бумаги, число клеток которой равно числу клеток электрической сетки (фиг. 85). Как только это выполнено, то сразу же видно, какие реостаты электрической сетки следует выключить с тем, чтобы сетка из оставшихся сопротивлений аппроксимировала форму рассматри. ваемого месторождения. Кроме того устанавливается, исходя из размеров месторождения, какой линейный размер приходится на один элемент клетки сеточной области. Эта величина называется масштабом электрической сетки — М; в данном случае Л1 = 100 м на клетку.

0

Фиг. 85. Схема электрической сетки с расстановкой скважин. Сопротивления элементов электрической сетки берутся пропорционально гидравлическому сопротивлению пласта - — . Поэтому на сетке, моделирующей область месторождения мощностью /г = 1, устанавливаются сопротивления R— 2СО4Э, для области с h = 2,5 м набираются реостаты R = 80 Q и, наконец, для области с h = 5• м набираются реостаты R —- 40 Q Реостаты сетки, попавшие на контур питания, соединяются одним проводом АА, на который подается напряжение UK, пропорциональное контурному давлению рк. Реостаты, попавшие на линию выклинивания, общим проводом не соединяются; этим обеспечивается условие отсутствия фильтрации нормально к линии выклинивания. Исходя из общих положений о густоте расстановки эксплоатационных скважин, последние устанавливаются в узлах сетки (Л 2 , . . . , 9). К узловым точкам-скважинам (/, 2,..., 9) подключаются добавочные сопротивления — /?доб? которыми моделируют нужный диаметр скважин; для данного примера D — 0,2 м. Добавочные сопротивления рассчитываются по выведенной выше формуле (15.3.2): д

б

—

УД

/

1 во

° ~" ~1тГ \ — '

1П

—

~,

•; I

AM /

Электромоделирование процессов разработки нефтяных пластов

221

и для скважин, попавших в область с h = 1 м, получим /? д о 3 = 168 i^ для области с // = 2,5 м /? д о б = 67 Q и для h =* 5 м /? д о б = 33,5 Q. ' Все добавочные сопротивления одними концами подключаются к скважинам, а другими концами соединяются общим проводом ОО\ на который подается напряжение UCt пропорциональное забойному давлению рс = 40 ат. При включении такой сетки на указанные выше напряжения в любом ее элементе R установятся некоторые токи. В действительном месторождении (фиг. 84), если оно вскрывается аналогичными девятью скважинами, в подобных точках установится аналогичная картина дебитов. Отношение между дебитами q и токами i в подобных точках определяется на основе формулы (15. 3. 9). Коэфициент пересчета напряжений в давления для нашего конкретного случая: -jr = 0,6 aval в. Коэфициент пересчета значения токов в дебиты 3 ~ = 182 м 1сутки-а. с Ц

Измеряя

напряжения в любых

узлах

сетки

и умножая на -г~,

получим значение давлений в подобных точках месторождения. Изме ряя также токи в добавочных сопротивлениях и умножая их на коэфициенты пересчета т^*- получим дебиты соответствующих скважин. Результаты измерения скважин сведены в табл. 3.

для дебитов

в разных случаях

работы

Таблица 3 1

Дебиты работающих скважин, м*[сутки

№№ скважины

работают скв. № 4, 5, б, 7, 8, 9

7 S 9

99,2 П1,5 11,4 27,2 Ь4,0 27,9 18,5 16,8 2,52

— _ 66,0 125,0 81,8 42,3 38,1 5,40

103,5 93,0 12,3

__ 23.1

Суммарный дебит скважин

369,0

358,2

208,8

23,1

СКВ.

1

2

а

4 5 6

работают все

работают

работает

скн. № 7 , 8, 9

скв. № 9

__ — — —

_

—

§ 10. ПЕРЕМЕЩЕНИЕ ВОДОНЕФТЯНОГО КОНТАКТА И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВРЕМЕНИ ЭКСПЛОАТАЦИИ

В процессе эксплоатации месторождения водонефтяной контакт перемещается в направлении к скважинам. Скорость перемещения точек контура, вообще говоря, различна и зависит от ряда фактороврасположения скважин, дебитов, давлений и т. п. Как указывалось

222

Глава XV

выше, строгое математическое решение этого вопроса для любых контуров и произвольного расположения скважин отсутствует. На электрических сетках с точностью, достаточной для практики, эти вопросы решаются сравнительно просто. Путем весьма простых измерений, описанных в § 5, получаем поле скоростей, по значениям которых, используя графическую интерполяцию, находим положение водонефтяного контакта в определенные моменты времени. Время продвижения At на малых элементах пути вычисляем по формулам (15. 3. 16) и (15. 3. 17). Полное время эксплоатации t определится как сумма всех элементарных отрезков времени At на всех отдельных перемещениях.

Фиг. 86» Положение водонефтяного контакта в разные моменты времени. На фиг. 86 приведены положения водонефтяных контактов Т\, Т$, Та, ТА И То в моменты затопления соответствующей группы скважин. Например, линия Т\ показывает положение водонефтяного контакта в момент затопления водой скважин / и 2. Это произошло по истечении времени эксплоатации t\ = 307 суток. Положение остальных линий водонефтяного контакта соответствует следующим периодам эксшюатации: /2=725 сут., /3 = 994 сут., f 4 = 3 2 0 сут. и / 5 —801 сут., начиная с момента выключения затопленных скважин. Полное время эксплоатации t—t\ -(- t2 + /3 + h + ^з = 3147 сут. у Мы рассмотрели один из вариантов расстановки скважин. Обычно выполняется несколько вариантов, на основе которых решаются вопросы о расстановке скважин с минимальным временем эксплоатации и ряд других вопросов. Из нашего примера видно, что увеличение числа скважин с шести до девяти дает повышение суммарного дебита лишь на 2,9%, в то время как увеличение числа скважин с трех до шести приводит к повышению добычи на 71,7%'.

1

Набор задачи, измерения и вычисления проводила Р. М. Якобсон.

РАЗДЕЛ

ЧЕТВЕРТЫЙ

ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

ГЛАВА

XVI

ПРОБЛЕМА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ § I. НАРОДНОХОЗЯЙСТВЕННЫЙ ПОДХОД К ВЫБОРУ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ В УСЛОВИЯХ СОЦИАЛИСТИЧЕСКОГО ПЛАНОВОГО ХОЗЯЙСТВА

Экономической основой разработки нефтяного месторождения в наших условиях развития является социалистическая собственность на средства производства, сам социалистический способ производства с его основными законами развития, раскрываемыми политической экономией социализма и направляемыми Советским государством в интересах строительства коммунистического общества. В социалистических условиях выбор рациональной системы разработки решается с точки зрения максимальной народнохозяйственной эффективности. Независимо от того, рассматривается ли вопрос о числе скважин, размещении их на отдельном месторождении — как важнейший вопрос рациональной системы разработки, или вопрос о числе и размещении скважин по районам СССР — как важнейший вопрос планирования отрасли, непосредственно обеспечивающий заданные размеры добычи нефти в перспективных и текущих планах развития,—проблема выбора рациональной системы разработки остается народнохозяйственной проблемой, решаемой в тесной связи с общим плановым развитием производительных сил страны. Поэтому план, имеющий силу экономического закона развития [162], является важнейшим фактором, влияющим на выбор экономически рациональной системы разработки отдельного месторождения. Социалистическая форма собственности и плановый принцип ведения хозяйства определяют примат народнохозяйственной эффективности над внутрипромысловой эффективностью системы разработкиПрактически это означает необходимость в ряде случаев проводить на нефтяном месторождении значительно больше (или меньше) скважин с большей (или меньшей) плотностью сетки, чем это бы диктовалось только промыслово-экономическими показателями разработки. Некоторое ухудшение промысловых показателей в этих случаях с лихвой перекрывается высокой народнохозяйственной эффективностью разработки. Конкретизация этих случаев, их анализ, установление методов решения подобных задач являются содержанием наших исследований и будут изложены ниже.

224

Глава XVI

Высокие темпы развития нефтяной промышленности, определенные генеральной линией строительства коммунизма, тесно связаны с растущими потребностями народного хозяйства СССР. Заданные общие темпы развития отрасли, выраженные конкретным р а з м е р о м добычи нефти по СССР, могут быть обеспечены и даже перекрыты только при рациональном распределении общей заданной добычи нефти по отдельным нефтяным районам и месторождениям. Детальный анализ принципов этого распределения по отдельным объектам разработки или, точнее говоря, выбора экономически рациональных темпов развития каждого района и месторождения [175] отчетливо показал, что без у в я з к и промыслово-эконсмических показателей различных систем разработки каждого месторождения с общей проблемой темпов на основе строго очерченного и научно обоснованного критерия народнохозяйственной эффективности нельзя найти экономически правильное решение любых задач выбора. При решении задачи выбора необходимо исходить из важнейшего указания Маркса о том, что в первой фазе коммунизма производители будут совершать «свой обмен веществ с природой» с «наименьшей затратой силы» [4]. Выбор экономически рационального размера добычи нефти с каждого месторождения, в свою очередь, неотделим от проблемы выбора рациональной системы разработки. Глубоким заблуждением является мнение, что размер текущей добычи нефти на месторождении обязательно должен быть максимальным, безотносительно к тому, какой ценой этот максимум на месторождении может быть достигнут. При этом предполагается, что максимум добычи с отдельного месторождения обеспечивает общую максимальную добычу нефти по стране. Порочность этого мнения заключается в абстрактном рассмотрении принципа максимальной добычи и в игнорировании неотделимого от него принципа экономии. Забвение этого последнего или противопоставление одного другому тем более недопустимо при решении рассматриваемых задач, что результатом может явиться снижение общих темпов развития отрасли '. С первого взгляда может показаться парадоксальным утверждение, что система разработки отдельного месторождения, дающая текущую максимально возможную добычу нефти, может в определенных условиях вызвать занижение общего размера добычи нефти в стране. Но на деле это остается неоднократно подтверждаемым фактом. Он вызывается тем обстоятельством, что система разработки, дающая максимально возможную добычу нефти ценой бурения огромного количества скважин 2 , тем самым задерживает разработку имеющихся в изобилии новых нефтеносных площадей, связывая на месторождении с чрезвычайно плотной сеткой скважин значительный парк буровых станков. При игнорировании принципа экономии невозможно определить экономически рациональные темпы развития и объема текущей добычи нефти на отдельном месторождении. Это и приводит в ряде случаев к возникновению недопустимого противоречия между высокими темпами разработки отдельного месторождения («любой ценой») и темпами роста добычи нефти по стране. 1

Задача экономии здесь понимается в широком народнохозяйственном смысле [1, 10, 18, 164], т. е. так, как она поставлена классиками марксизма-ленинизма для социалистических условий развития. 2 Максимальная текущая добыча нефти на месторождении, как будет показана ниже, достижима, строго говоря, при числе скважин в сетке разработки, приближающемся к бесконечности.

Проблема экономической эффективности разработки

225

Чтобы создать условия достижения общей наивысшей добычи нефти из всей совокупности разрабатываемых и подлежащих разработке месторождений в стране, необходимо определить рациональные размеры добычи нефти на каждом отдельном месторождении, обеспечивающие в конечном счете наибольшую народнохозяйственную эффективность. В социалистических условиях задача экономии средств производства (выражаемых непосредственно или через издержки производства в единице продукции) имеет особенно важное значение [4, 164]. Занимая в отношении основной цели — высоких темпов развития социализма — подчиненное место, обеспечение всемерной экономии является вместе с тем необходимым условием успешного достижения этих темпов. «Действительная экономия — сбережение — состоит в сбережении рабочего времени; (минимум (и сведение к минимуму) издержек производства); это сбережение тождественно с развитием производительной силы ...» [2]. Чем экономически рациональней мы распределяем между отраслями и внутри отрасли наличные или перспективные ресурсы овеществленного и живог отруда [6], зная, что и в перспективных построениях они не могут быть безграничными по своим масштабам, — тем выше социалистическое накопление, тем выше наши темпы [2, 14, 15, 18]. Для достижения этой задачи советская экономическая мысль находит и непосредственно определяет (в определенных величинах) «связь между количеством общественного рабочего времени, затрачиваемым на производство определенного предмета, и размерами общественной потребности, подлежащей удовлетворению при помощи этого предмета» [3]. Применительно к экономике нефтяной промышленности СССР это означает раскрытие связи между перспективными и текущими размерами добычи нефти, необходимыми для покрытия общественной потребности, и количеством труда, живого и овеществленного, затрачиваемого на разработку нефтяных месторождений '. Только на этой основе может быть найдено рациональное решение экономических задач: установления рациональных систем разработки нефтяных месторождений. Вопросы размещения нефтедобывающей промышленности, тесно связанные с проблемой разработки отдельных нефтяных месторождений, решаются при этом на основе социалистических принципов размещения промышленности СССР [16, 17, IS] с достижением в процессе производства и на транспорте «наименьшей потери труда» [11]. В свете изложенных положений следует определять и рентабельность системы разработки отдельного нефтяного месторождения. «Рентабельность надо брать, — указывает товарищ Сталин, — с точки зрения общенародного хозяйства в разрезе нескольких лет» [18]. § 2. ЭКОНОМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ РЕШЕНИЯ ЗАДАЧ ВЫБОРА СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ

1. Оценка текущей добычи нефти с залежи Удовлетворение общественной потребности в нефти при максимальной экономии средств производства — такова задача нефтедобывающей отрасли. Как же решить ее, учитывая все особенности нефтяных месторождений и большое разнообразие условий их разработки? 1

И в этом ее коренное отличие от буржуазной экономической науки, в которой принцип наименьших (оплачиваемых капиталистом) издержек производства рассматривается как средство конкуренции и подчинен цели извлечения максимальной прибыли*

226

Глава XVI

Рассмотрим технологические особенности разработки нефтяных месторождений, которые принимались во внимание при установлении нами методов решения задач экономического обоснования и выбора рациональных систем разработки. Сначала рассмотрим вопрос в общем виде. Гидродинамические исследования позволили установить основные закономерности — зависимости между текущими размерами добычи нефти, сроком разработки и числом скважин в системе разработки. Эти закономерности получили многократные подтверждения в промысловой практике. Хотя эти зависимости численно сильно отличаются и не могут не отличаться друг от друга для различных месторождений, все же все они имеют некоторые общие черты, которые можно считать типичными, так как характер кривых, выражающих эти зависимости, имеет одну и ту же тенденцию (фиг. 87). Поскольку такой тип кривых характерен для любого месторождения, рассмотрим подобные характерные кривые с интересующей нас точки зрения. 2500 На фиг. 87 приводится зависимость текущей добычи нефти (криО вая £Q от числа скважин (/г). С изШ SflOn менением числа скважин меняется теФиг. 87. Характерные кривые зави- кущая нефтедобыча, т. е- меняются симости суммарной суточной добычи Т емп извлечения нефти, а следовательчис- но, и срок разработки месторождения (определены гидродинамическим мето- (кривая i). На фиг. 87 это означает изменедом). ние HQ и t от числа скважин п. ^ — с у м м а р н а я суточная добыча нефти, ml Т — срок разработки, лет; п-—число Перечислим основные особенности этих кривых. 1. Текущая добыча нефти SQ с месторождения не достигает своего максимума ни при каком конечном числе скважин (п)\ кривая ZQ продолжает возрастать при неограниченном увеличении числа скважин в сетке разработки. 2. Максимально возможная текущая добыча -TQ в связи с возрастающим взаимодействием скважин достижима теоретически только при числе скважин, приближающемся к бесконечности. При этом рост добычи вследствие взаимодействия скважин идет по кривой, которая все более выполаживается. При каком-то числе скважин система разработки практически не дает уже сколько-нибудь значительного прироста текущей добычи, — кривая, как это видно на фиг. 87, идет почти параллельно абсциссе. Соответственно также меняется и характер кривой срока разработки. Кривая t выполаживается при определенном числе скважин. Иначе говоря, преимущества увеличения числа скважин на месторождении, если говорить о промышленном значении этого факта, на каком-то уровне резко снижаются, а затем вовсе сходят на-нет (как в отношении добычи нефти, так и с точки зрения времени разработки). 3. Заданная по плану добыча (скажем, 8000 т/сутки), которая была бы вполне достижима, если бы рост добычи нефти находился в прямой зависимости от роста числа скважин, т. е. если бы кривая 27Q шла по диагонали фиг. 87, в действительности получена быть не может, сколько бы мы ни бурили скважин на данном месторождении. Уровень добычи

Проблема экономической эффективности разработки

227

нефти (8000 т), как это доказывается гидродинамическим расчетом графически отображенным на фиг. 87, в этих условиях недостижим из-за взаимодействия скважин. Как же теперь, пользуясь этой или аналогичной закономерностью, подойти к решению выбора рациональной доли участия месторождения в покрытии общественной потребности в нефти? Каков должен быть рациональный размер текущей добычи нефти по данному месторождению? 1. Если бы рассматриваемое месторождение было единственным в стране (гипотетический случай), то максимально целесообразный уровень общей текущей добычи с месторождения должен был бы соответствовать покрытию потребности (достижению заданной добычи), а если это невозможно по числовым значениям фиг. 87, то, во всяком случае, такому приближению к этому покрытию, при котором каждая отдельная скважина работала бы не ниже экономически целесообразного минимума (т. е. не ниже минимального уровня добычи нефти, окупающего расходы на труд и энергию при подъеме жидкости на поверхность) и при отсутСТЕИИ более рентабельного заменителя нефти (по качеству и издержкам). Это и определило бы рациональное число скважин на месторождении. 2- При наличии нескольких месторождений в районе и большого числа их в стране рациональный уровель добычи нефти с месторождения будет находиться где-то между максимальным уровнем добычи (при бесконечном числе скважин) и минимальным уровнем, стремящимся к нулю (при нулевом значении скважин). Как же на фиг. 87 найти эту точку £Q, т. е. величину целесообразной добычи нефти на месторождении, а следовательно, и рационального срока его разработки /, если диапазон возможного числа скважин на нем чрезвычайно велик (от нуля до бесконечности). Кроме того эта задача, естественно, осложняется необходимостью ввода в анализ факторов, внешних для данного месторождения, а именно — влиянием разработки большого числа других разнообразных по своим производственным возможностям месторождений. Всестороннее исследование вопроса немыслимо без введения в анализ экономических факторов разработки. Начнем с элементарного расчета прироста суммарной добычи на месторождении от ввода каждой новой скважины при различном числе скважин в сетке разработки. Т аблица 4 Суммарная среднесуточная добыча нефти с месторождения* величина ее прироста на скважину и срок1 разработки при различном числе скважин

1

t

п

т

лет

50 100 200 300 400 500

2500 4344 5906 6656 7109 7266

47,0 27,0 20,0 17,5 16,5 15,8

AQ

(+ )

At (-)

36,9 15,6 7,5 4,5 1,6

20,0 7,0 2,5 1,0 0,7

Составлено по данным фиг. 87.

227

228

Глава XVI

Проанализируем данные фиг. 87 и табл. 4. При рассмотрении кривых ZQ и t и особенно данных AQn и At ясно видно, что увеличение числа скважин сверх 300 дает чрезвычайно малый практический результат в смысле выигрыша во времени разработки. При 300 скважинах в сетке разработки (17,5 года) выигрыш в сроке равен 2,5 года по сравнению с вариантом в 200 скважин; при 400 скважинах разработка длится 16,5 года (или только на 1 год быстрее, чем при 300 скважинах); 500 скважин дают эффект в сроке разработки, равный всего 0,7 года. Аналогично можно рассчитать и среднесуточную добычу нефти {AQ)y приходящуюся на скважину. Достаточно сказать, что в интервале от* 400 до 500 скважин прирост на одну новую скважину составляет только 1,6 г на скважину. Таково значение взаимовлияния скважин друг на друга, числовое определение которого стало возможно благодаря применению методов подземной гидродинамики. Экономическое значение этих расчетов чрезвычайно велико. Нередко стоимость бурения одной скважины доходит до весьма значительных сумм, в то время как прирост добычи по месторождению, как мы показали выше, очень невелик (1,6 т). Такая практика казалась бы экономически бессмысленной, но иногда, как это ни странно с первого взгляда, она в действительности имеет место. Это бывает в тех случаях, когда кажущийся эффект по н а ч а л ь н о й добыче из данной новой скважины скрывает влияние интерференции скважин на среднесуточный дебит с месторождения, падающий в среднем на скважину после ввода в строй новой скважины. В сознании промысловых работников следствие — весьма малый действительный прирост на скважину в среднем (1,6 т) —-отрывается от причины — ввода из бурения в эксплоатацию новой скважины, часто с достаточно высокой начальной добычей. Эти особенности имеют огромное практическое значение при определении рациональной доли участия каждого месторождения в общей добыче нефти по району. При наличии нескольких месторождений распределение скважин может быть проведено с различной концентрацией их на месторождениях. В гл. XX изложен метод распределения скважин, обеспечивающий максимальную народнохозяйственную эффективность разработки в целом по району- Этот метод учитывает особенности кривых производительности разработки при росте числа скважин, отмеченные на фиг. 87 и в табл. 4. При размещении п скважин на большом количестве месторождений района общая годовая добыча нефти по району будет достигать во много раз большего уровня, чем в случае размещения п скважин на одном месторождении, продиктованном погоней за «максимальной» добычей нефти с этого месторождения « л ю б о й ц е н о й » и в отрыве от геолого-технической и экономической оценки других месторождений района. „ Ясно, что принцип «наибольшей добычи с месторождения» «люоои ценой», т! е. ценой огромного числа скважин на нем, противоречит интересам развития отрасли, задерживая общие темпы роста добычи нефти. Между прочим, некоторое удлинение времени разработки данного месторождения (против самого короткого срока, если бы он был возможен при огромном числе скважин, теоретически стремящемся к бесконечности) с лихвой возмещается включением в разработку ряда

Проблема экономической эффективности разработки

229

месторождений, э к о н о м и ч е с к и отобранных в качестве первоочередных из общего числа месторождений. В конечном счете в масштабе всей промышленности достигается общая экономия рабочего и календарного времени. Здесь «труд — в живой или овеществленной форме — становится свободным и может быть употреблен как-либо иначе; расширяется возможность располагать трудом». Освобождение труда «само по себе есть увеличение богатства . . . оно сберегает труд накопления» [5]. При этом экономия рабочего времени в смысле затрат живого и овеществленного труда и экономия календарного времени в смысле ускорения темпов обеспечивают наивысшую (из возможных вариантов) совокупную добычу нефти при любом балансе средств производства. И это понятно: каждая единица средств производства в среднем дает максимальный народнохозяйственный эффект. 2, Методы решения

Текущая добыча нефти при разработке отдельного нефтяного месторождения является, несомненно, важнейшим показателем экономической оценки системы разработки. Вместе с тем текущая добыча нефти с месторождения — показатель, который не может сам по себе определить целесообразную степень участия этого отдельного месторождения в общем балансе разрабатываемых месторождений. При наличии большого количества месторождений в стране, с одной стороны, и при резком снижении эффективности разработки при определенном числе скважин на месторождении в связи с их возрастающей с уплотнением сетки интерференцией — с другой, чрезвычайно важно, чтобы имеющиеся в стране ресурсы труда и материальных средств производства, в частности парк буровых станков и эксплоатационное оборудование (включая его пополнение), использовались на нефтяных площадях СССР экономически правильно, с возможной наибольшей эффективностью. Решение поставленной задачи базируется на всесторонней экономической оценке систем разработки данного месторождения, сопоставляемых друг с другом своими экономическими показателями. Рациональная система разработки, предусматривающая число скважин, необходимое для обеспечения экономически целесообразного размера текущей добычи нефти на месторождении (доли участия), находится при помощи последовательного применения трех методов: 1)метода экономического районирования добычи н е ф т и , характеризуемого двумя главными особенностями: а) выделением зон влияния нефтей различных месторождений, границы которых обусловливаются минимальными народнохозяйственными издержками на разработку и транспорт нефтей, и б) последующим распределением общей заданной добычи нефти по стране между зонами в соответствии с потребностью в нефти районов, входящих в состав каждой зоны; 2) м е т о д а «нахождения условного минимума ф у н к ц и и н е с к о л ь к и х п е р е м е н н ы х » , дающего возможность найти в общей заданной добыче нефти по зоне (согласно п. 1) рациональную долю участия каждого месторождения или пластов, слагающих данное месторождение (в случае его многопластовости), или группы месторождений зоны (района), с минимальными внутризональными издержками производства или минимальными капитальными вложениями на единицу продукции зоны;

230

Глава XVI

3) м е т о д а экономического п р о е к т и р о в а н и я систем р а з р а б о т к и отдельных месторождений, который, кроме того что он обеспечивает применение изложенных в п. п. 1 и 2 методов исходным расчетным материалом, позволяет также оценить сопоставляемые варианты разработки каждого данного месторождения с промыслово-экономической точки зрения и выбрать при наличии определенных условий и отсутствии каких-либо ограничивающих внешних (для месторождения) факторов систему разработки с наилучшими экономическими показателями в отношении производительности труда, эффективности капитальных вложений и себестоимости добычи нефти. Методы определения рациональных схем размещения скважин, объемов производства и систем разработки базируются на общем принципиальном требовании получить при решении задачи удовлетворения потребности в нефти общую экономию рабочего времени в общественном производстве, достигнуть необходимых результатов с минимальными народнохозяйственными издержками. Для осуществления тесной связи экономического проектирования систем разработки отдельных нефтяных месторождений (п. 3) с экономическим районированием добычи нефти (п. 1) и разработан метод внутризонального районирования добычи нефти (п. 2), который позволяет определить наилучшее с точки зрения внутризональных издержек размещение добычи нефти по месторождениям и пластам зоны, что весьма важно для выбора рациональной системы разработки каждого месторождения. Второй метод является связующим звеном между первым и третьим методами. При районировании добычи нефти мы находим наилучшие условия с точки зрения народнохозяйственной эффективности, выделяя зоны по принципу наименьших затрат на разработку и транспортировку, рассчитывая добычу по принципу полного покрытия потребности развивающихся производительных сил по районам и в целом по стране. Таким образом, в методику в качестве ведущего показателя вводится общественная потребность в нефти, выражаемая в государственных планах развития народного хозяйства СССР. При экономическом проектировании разработки отдельного месторождения, а также для выбора рациональной системы разработки по методу внутризонального районирования также находим наилучшие условия обеспечения народнохозяйственной эффективности, распределяя добычу по месторождениям (а следовательно, и скважины между ними) таким образом, чтобы в целом при большом количестве месторождений в стране получить наибольшую общую добычу нефти «с наименьшей затратой силы» [4]. При этом в конечном счете решается вопрос об экономически целесообразном числе скважин не только на месторождении, но и по всей нефтяной промышленности, а также по районам страны. Все остальные вопросы — капитальное строительство в районе залегания месторождений, определение баланса рабочей силы, снабжение оборудованием,, материалами и т. д. — находятся в прямой зависимости от экономического решения перечисленных выше основных вопросов разработки. Вот почему обеспечение потребности в нефти при минимальных народнохозяйственных издержках (на разработку и транспортирование нефти) — по стране, по району или по месторождению — является неотъемлемой особенностью рациональной системы разработки.

ГЛАВА

XVII

ЭКОНОМИКА РАЗМЕЩЕНИЯ СКВАЖИН § 1. ПРЕДМЕТ И МЕТОД ИССЛЕДОВАНИЯ

Общие экономические требования, предъявляемые к рациональной системе разработки нефтяного месторождения, были сформулированы еще 14 лет назад [30] и в основных чертах до сих пор сохранили силу. Однако до 1942 г. не только не были разработаны принципы и методы экономического проектирования, оценки и выбора рациональных систем разработки, но и не было сделано попытки исследовать непосредственную связь экономики промыслов с факторами, обусловленными системой разработки, и в первую очередь — с проблемой размещения скважин. Это обязало нас начать исследование именно с этого последнего пункта, без чего вся дальнейшая работа была бы беспредметной. В связи с этим определился и метод исследования. Сначала мы рассматриваем процесс разработки отдельного месторождения, взятый «сам по себе», т. е. как непосредственный процесс производства, причем на данной стадии исследования для удобства анализа не рассматриваются факторы воздействия внешних (для месторождения) обстоятельств. Сравнение отдельных систем разработки должно быть проведено на первой стадии «при прочих равных условиях», не зависящих от систем разработки. В действительности же в условиях социалистического развития оценка и выбор рациональной системы разработки подчинены общим народнохозяйственным задачам. Это и определило последующий ввод в анализ всех основных факторов народнохозяйственного характера: прослеживается их влияние на выбор очередности и темпов разработки нефтяных месторождений и на выбор системы разработки отдельного месторождения. При исследовании проблемы размещения скважин с такой народнохозяйственной точки зрения становится понятным, что рассмотренные вначале условия и факторы внутрипромыслового характера выступают в действительности лишь в качестве «особых моментов». По мере ввода в исследование осложняющих факторов народнохозяйственного значения мы приближаемся к общему решению задачи. § 2. НАПРАВЛЕНИЕ И ОБЪЕКТЫ АНАЛИЗА

Исследование промысловой экономики заключалось прежде всего в классификации и группировке экономических факторов размещения скважин, в нахождении связей и зависимостей между затратами труда,

232

Глава XVII

металла, капитальных вложений, себестоимостью и порядком разработки месторождения [подр. см. 175]. Изучение экономических факторов размещения скважин состояло из исследования: 1) трудоемкости разработки при различном числе скважин на месторождении и различном их расположении на структуре; 2) металлоемкости разработки, включая сюда расход металла на обсадные и эксшюатационные трубы и нефтепроводные коммуникации при различном расстоянии между скважинами; 3) капиталоемкости разработки, дающей представление обо всех капитальных вложениях на строительство промыслового хозяйства при различных системах разработки; 4) эксплоатационных затрат, получающих свое конечное выражение в себестоимости нефти, при различной мощности промыслового хозяйства (по числу скважин) и различных системах разработки. Эти четыре направления анализа дают представление об основных зависимостях промыслово-экономических показателей от порядка размещения скважин и всесторонне охватывают проблему трудоемкости разработки. Принятое нами направление исследования позволило также критически оценить экономические работы американских исследователей, подчеркивавших невозможность научного исследования экономики размещения скважин (Ноултон, 1940). Эти работы подтверждают несостоятельность буржуазной экономической науки, полностью обслуживающей интересы крупных капиталистических монополий (Джонс, 1940; Гардеску, 1940; Кларк, 1944 я др.) [175]. В основу нашего исследования экономики разработки нефтяного месторождения были положены систематизированные данные производственной деятельности нефтяных промыслов и расчетно-нормативные материалы, подготовленные автором настоящего раздела в Московском нефтяном институте им. акад. И. М. Губкина (макеты промыслов, диференцираванные по расстояниям между скважинами). Объектами промыслово-экономического исследования явились 106 нефтяных промыслов Советского Союза, в том числе 64 промысла по Баку, 10 — по Грозному, 2 — по Дагестану, 11 — п о Майкопу, 5 — по Ишимбаю, 9 — по Казахстану, 2 — по Сызрани, 1 — по Туймазам, 1 — по Прикамью и 1 — по Туркмении. В основу анализа экономики разбуривания нефтяных площадей было положено исследование данных 32 контор бурения, в том числе 10 контор бурения по Баку, 5 — по Грозному, 1 — п о Дагестану, 3 — по Майкопу, 1 —по Туймазам, 9 — по Казахстану, 1 — по Ишимбаю, 1 — по Прикамью и 1 — по Сызрани. § 3. ТРУДОЕМКОСТЬ РАЗРАБОТКИ ПРИ РАЗЛИЧНОМ РАЗМЕЩЕНИИ СКВАЖИН

1. Добыча нефти

В нефтедобывающей промышленности процесс производства заключается в механическом извлечении нефти на поверхность. Роль рабочего и мастера ограничивается установлением режима работы скважины, наблюдением за ним, регулированием режима и ремонтом подземного и наземного оборудования. Другой особенностью добычи нефти является разнообразие условий технологического порядка — условий добычи нефти по скважинам. Даже при однородном способе эксплоатации скважины часто

Экономика размещения скважин

233

резко отличаются друг от друга, имея каждая свои, только ей присущие режим работы, поведение и дебит. Это крайне затрудняет типизацию рабочих мест в процессах добычи нефти, мешает классифицировать и регламентировать основные процессы труда [175]. Вследствие отсутствия технического нормирования затрат рабочего времени при различном размещении скважин нами были определены затраты труда в зависимости от расстояний между скважинами и их числа на промысле на основе экономического анализа деятельности 106 нефтяных промыслов за два года (1940 и 1941) - Анализ материалов по труду показал, что рост количества скважин при уплотнении сетки и при различном положении их на структуре по-разному влияет на затраты труда. Т „ Была выявлена общая тенденция, нарушить которую не смогли отклонения местного по<** рядка, а именно, что затраты труTUL Ы а• „ * • да рабочих, непосредственно зат йко< При кат нятых на добыче нефти, в сред- 3 Нил TiYua нем на скважину зависят от расitfUnt mmып стояний между скважинами. ТаЗнкi кие квалификации рабочих, как 1 рабочие бригад по добыче нефти, бригад подземного ремонта, ра- ф 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 бочие подготовительных бригад, иг. 88. Зависимость затрат труда непозамерщики, слесари, связанные с <федственно занятых в добыче рабочих на v „„Т ' * одну скважину от свободной площади, обслуживанием промысловых приходящейся на скважину. Р — рабочих на одну скважину; коммуникаций, — затрачивают на F — гектар на одну скважину. скважину тем меньше труда» чем ближе находятся они друг от друга, т. е. при более плотных сетках скважин. В этом сказывается преимущество концентрации производства на меньшей площади. Ясно, что при более близких расстояниях между скважинами сокращается время обхода скважин и бригада по добыче может наблюдать и обслуживать большее количество скважин, чем при редких сетках. Это дает ощутительную экономию в затратах труда. Графически эта зависимость выражена в виде кривой на фиг. 88 ! , которая построена (в связи с отсутствием такого промысла, на котором были бы представлены все практикуемые расстояния) на материалах основных промыслов Союза. Геолого-технические различия по районам (глубина, мощность коллектора, повышенный вынос песка и т. д.), а также способ эксплоатации производства в определении затрат труда непосредственно занятых в добыче нефти рабочих играют значительно меньшую роль, чем расстояния между скважинами. Причины этой особенности баланса рабочего времени следующие: 1) ^добыча нефти повседневно осуществляется без применении рабочей силы, и основная масса скважин при всех способах экешюатации в это время подвергается ежедневному наблюдению со стороны бригад по добыче нефти, с затратой значительного времени на обход скважины (75—85% времени), что связано с числом скважин в сетке и с расстояниями между ними: 2) большой уд. вес в балансе рабочего времени занимают надзор

г

*J

Я

Л Л Л Т

1

В подготовке расчетного материала к фигурам данной главы принимала участие Л. Ф. Митягина.

Глава XVII

234

за работой наземного оборудования и коммуникаций и ремонт его, что также обусловлено числом скважин и их расположением; 3) подземный ремонт охватывает только 20—15% фонда скважин, а бригады подземного ремонта составляют около 20% непосредственно занятых в добыче рабочих (по отчетным материалам промыслов за 1940—1941 гг.). В балансе рабочего времени подземного ремонта значительная часть времени затрачивается на подготовку рабочего места, унифицированного техническим нормированием.

О W2O3OU0 SO 60 708090 W01ID1201301UQWW017nW№Z00 Сквоэкмн на прамЬюяв

Фиг. 89. Зависимость затрат труда на одну скважину от числа скважин на промысле. Рс — административно-технический персонал и служащие; Р в —вспомогательные рабочие.

Отсюда понятно, что экономия времени из-за различия глубин по нефтеносным районам имеет в общем балансе рабочего времени отноительно небольшой уд. вес. Приведенные аргументы не исключают необходимости — дальнейшего углубления исследования с учетом геолого-техниче1 ских различий между районами ; — проведения хронометражных работ и технического нормирования трудовых процессов в зависимости от порядка размещения скважин. Этим не ограничиваются затраты труда в добыче нефти. Целый ряд категорий рабочих (вспомогательные рабочие), а также инженернотехнический и административный персонал промыслового хозяйства обслуживают скважины, не будучи непосредственно закреплены за определенным числом скважин или за каким-либо промысловым участком. Эти категории работников обслуживают весь промысел в целом, и их г»

1

См. гл. XXII, .Влияние отдельных факторов разработки на выбор системы разработки'.

Экономика размещения скважин

235

численность зависит от технической оснащенности промысла (например, рабочие механической мастерской, насосных станций и т. п.). В связи с тем, что численность инженерно-технического персонала и вспомогательных рабочих на промыслах зависит не столько от расстояний между скважинами, сколько от размера или мощности промысла (по числу скважин на нем), нами была определена по всем промыслам Союза зависимость затрат труда инженерно-технического и административного персонала, а также труда вспомогательных рабочих на скважину от числа скважин на промысле (по данным 1940—1941 гг.). Естественно, что чем больше скважин на промысле, тем экономнее распределяется все подсобное хозяйство. Не меньшая экономия при этом достигается на инженерно-техническом и управленческом персонале. По мере укрупнения промыслового хозяйства, с ростом числа скважин на промысле, проявляются преимущества такого роста в экономии труда работников этих категорий. Отсюда понятно, что численность работников этих категорий растет медленнее, чем возрастает количество скважин. Затраты труда подсобных рабочих (например, рабочих электроцехов, ремонтно-монтажных бригад, механической мастерской), а также инженерно-технического персонала промыслов, обслуживающего весь промысел в целом, в большей степени зависят от размера или мощности промысла (по числу скважин на нем), чем от расстояний между скважинами. Зависимость затрат труда вспомогательных рабочих и инженерно-технического персонала в среднем на скважину от числа скважин на промысле выражена графически на фиг. 89, из которой видно, что при большом числе скважин на промысле, что обычно связывается с более плотной сеткой скважин, затраты труда этих категорий работников на скважину ниже, чем при малом числе скважин. 2. Бурение скважин Разбуривание месторождения, являющееся процессом капитального строительства (сооружение скважин), поглощает тем более труда, чем большее количество скважин бурится при той или иной сетке. По общим затратам труда бурение ставится нами в прямую зависимость от числа скважин, закладываемых для полной разработки пласта (площади) по той или иной сетке, а по текущим затратам труда — от числа одновременно бурящихся скважин, т. е. от темпа разработки [175]. Достигнутый уровень технического нормирования позволяет определить текущие затраты труда в основных процессах, проводимых в конторе бурения. Такая совокупность операций, как бурение скважины, монтаж всех наземных сооружений, схвачена нормированием с достаточной полнотой. Нормированы также операции в некоторых подсобных организациях (глинозавод, механические мастерские). Но все же многие работы в конторах бурения не охвачены нормированием. Кроме того еще не обобщены работы по определению численности рабочих и служащих в конторах бурения на основе технического нормирования в зависимости от размера предприятия, от количества действующих станков. Влияние расстояний между скважинами на величину затрат труда буровых рабочих можно определить посредством установления зависимости затрат рабочей силы от мощности буровой организации, которая Еыражается числом буровых станков в работе. Зная мощность бурового хозяйства, осуществляющего разбуривание месторождения (сразу или очередями скважин), можно учесть влияние объема работ, т. е. количества станков в одновременной работе, на затраты труда на один станок и на строительство одной скважины.

Глава XVII

236

Нами на основании анализа данных 32 контор бурения за 1940—1941 гг. были построены зависимости затрат труда в бурении при различной мощности контор бурения — по числу одновременно работающих станков (фиг. 90).

30

о

6

10

15

20

25

Станков в работе (ввод) Фиг. 90. Зависимость затрат труда рабочих на станок от числа работающих станков в конторе бурения: 1 — по Баку; 2— по Грозному» Майкопу> Туймазам; 3— по отfl районам.

Фиг. 90 показывает: а) весьма тесную связь точек со своими кривыми; б) ясно выраженное снижение числа рабочих на один станок с увеличением числа станков в работе, причем кривая снижения становится все более пологой, особенно с увеличением числа станков в работе свыше 15. Здесь сказывается та экономия на подсобном труде, которая обусловливается укрупнением производства (как это имело место и при увеличении мощности промысла). На фиг. 90 изображены три кривые (/, 2, 3), определяющие группировку районов по выявленной зависимости затрат труда на станок от числа буровых станков в работе. Оказалось, что специфика бурения в основных районах сказывается Фиг. 91. Зависимость затрат труда ра- на характере кривых, общее направботников на станок от числа работаю- ление которых выдерживается полщих станков в конторе бурения: ностью. Чел. — трудящихся на один станок; На фиг. 91, где приведены те же 7 — по Баку; 2—по Грозному, Майкопу» зависимости, определенные с учетом Туймазам; 3— по отдаленным районам. инженерно-технического и управленческого персонала, т. е. по всем видам затрат труда в бурении, также даются эти три кривые. Первая кривая (на обеих фигурах) составлена исключительно по данным контор бурения Бакинского района. Все точки, относящиеся к данному району, укладываются очень четко в характерную кривую повышенного расхода рабочей силы по Баку сравнительно с другими районными кривыми, что связывается с условиями бурения и его организации (глубины, комплексность бурового хозяйства). Вторая кривая объединяет точки, относящиеся к Майкопу, Туймазам и Грозному. Эта группа районов отличается от бакинской по уровню

Экономика размещения скважин

237

затрат труда в бурении. Для одинаковых по мощности контор бурения расход рабочей силы ниже по этой кривой, чем по бакинской (см. фиг. 90, кривые 1,2). И, наконец, третья кривая охватывает данные по отдаленным районам: Казахстан, Нефтечала, Сиазань, Кергез (см. фиг. 90, кривая 5), где при значительно меньшем числе работающих станков в одном территориальном пункте расход рабочей силы на станок невысок, что объясняется иной организационной структурой и, в частности, некомплексностью бурового хозяйства. § 4. КАПИТАЛОЕМКОСТЬ РАЗРАБОТКИ ПРИ РАЗЛИЧНОМ РАЗМЕЩЕНИИ СКВАЖИН

Основной недостаток опубликованных работ по вопросам размещения скважин заключался в том, что капитальные вложения, как и другие экономические показатели в них, не рассчитываются в зависимости от расстояний между скважинами, а определяются неизменными на одну скважину (или на единицу площади) при всех случаях размещения скважин. Для того чтобы избежать искажения общей картины эффективности, необходим иной путь исследования. Мы попытались создать типовые макеты промыслов, приняв в различных вариантах разные расстояния между скважинами и разное число скважин на площади. В отличие от проекта макет промысла упрощен и типизируется нами в зависимости от порядка размещения скважин по числу скважин на площади и расстояний между ними [175]. Макет промысла' состоит из тех же объектов строительства, что и проект промыслового хозяйства, но определенных по схемам разработки месторождения, принимая за исходный элемент расчета макета группу скважин, типично расположенных относительно друг друга. Эти макеты дают представление о зависимости поверхностного бурового и промыслового хозяйства от порядка размещения скважин. В макеты вошли основные объекты промыслового строительства, мощность, размеры и стоимость которых определяются порядком размещения скважин (скважины, перекачка и хранение нефти, энергохозяйство, дороги, транспорт, подсобное хозяйство промысла, механическая мастерская и т. д.)Построенные макеты отображают не только расстояния между скважинами, но и темп их ввода в эксплоатацию. Стоимость их, приведенная на тонну добываемой нефти (капиталовложения на тонну), дает представление об эффективности размещения скважин (с точки зрения капитальных вложений). Другими словами, определяется капиталоемкость разработки в части наземных сооружений и оборудования. Кратко остановимся на особенностях расчета одного макета. Все промысловое хозяйство, располагаемое на месторождении (или при значительных размерах нефтеносной площади на части его), делится на определенное количество промыслов в зависимости от числа скважин и расстояний между ними. Затем внутри каждого промысла определяется элемент макета, состоящий из типовой группы скважин с определенными расстояниями между ними, включенной при помощи выкидных линий и нефтепровода в групповую сборную установку, в которую входят мерник и вакуумный трап. 1

В подготовке В. Б. Ястремская.

макетов

промыслов

приняли

участие

Б.

Л. Абезгауз

и

238

Глава XVII

В элемент макета промысла входит также строительство группового сборника, соединяющего посредством сети нефтепроводов, по которой нефть идет самотеком, и магистрального коллектора несколько групповых установок в одну сборную систему. При этих групповых сборниках предусматривается насосная станция определенной мощности, обеспечивающая перекачку нефти из группового сборника по нефтепроводу в промысловые резервуары, количество которых определяется числом промыслов, а мощность—двухсуточным запасом нефти- Отбор газа предусматривает сооружение газопроводной сети, которая направляет газ в газовую вакуум-линию. Описываемый элемент макета, состоящий из определенного числа скважин, оборудования их, групповых установок и сборника, соответственно соединенных линиями трубопроводов, является исходной точкой дальнейшего расчета строительства промыслового хозяйства. В зависимости от числа скважин и расстояний определяется материально-техническая часть и подсчитывается ее стоимость, вычисляются капитальные вложения и затраты металла в закрытую эксплоатацию при различном размещении скважин на месторождении. Кроме того для макета производится расчет электроустановок и электрораспределительной сети на промыслах, определяется количество (и стоимость) подстанций, будок, распределение их по территории, проведение линий электропередачи и т. п. Наконец, определяются объем и стоимость строительства промысловых дорог, причем учитываются особенности топографии и расположение скважин по принятой сетке. Остается рассчитать важнейшую часть макета промыслов — строительство скважин и их эксплоатационного оборудования. Для подсчета капитальных вложений в буровые скважины в качестве исходного материала служат технический проект и смета на строительство типовых (для данного месторождения) скважин, принципы построения которых достаточно освещены в печати [171, 172, 178]. К найденной стоимости бурения скважин следует прибавить стоимость эксплоатационного оборудования скважин, включая стоимость монтажа. При глубоконасосной эксшюатации сюда входят затраты на монтаж станка-качалки, двигателя, включая и строительство фундаментов, сарая, монтаж треноги, эксплоатационные насосные трубы, штанги, а также затраты по прокладке к скважинам трубопроводов и высоковольтной линии. При наличии компрессорной эксплоатации или закачке газа в пласт должна быть отдельно рассчитана стоимость компрессорных станций со всеми воздухо-газопроводами, идущими к компрессорным или инжекционным скважинам. В случае закачки воды в пласт определяется стоимость всех установок по забору, очистке и нагнетанию воды. Стоимость самих инжекционных скважин в данном случае присоединяется к затратам на бурение. В дальнейшем исследовании экономической эффективности различных методов поддержания и восстановления пластовых давлений нами помимо общих принципов оценки рациональности их применения будет определена зависимость затрат на процессы нагнетания от различного числа скважин и их размещения на месторождении, что является необходимым условием для выбора рациональной системы нагнетания воды или газа (воздуха) в пласт. После всех вышеперечисленных расчетов выявляются общий размер макета промысла определенной мощности и сумма капитальных вложений на его сооружение. К этой сумме необходимо добавить затраты на транспорт. Транспортные средства промысла проектируются

Экономика размещения скважин

239

на основе подсчета пробега грузов по территории промысла с учетом территории и рельефа, количества бурящихся единиц, фонда эксплоатационных скважин, особенностей их расположения и коэфициента использования парка машин и гужтранспорта (профилактический осмотр, ремонт). Точно так же рассчитывается количество тракторовподъемников, с той только разницей, что принимается зо внимание дополнительный момент — число планово-предупредительных ремонтов скважин (коэфициент эксплоатации фонда скважин). К стоимости макета промысла присоединяется стоимость его механической ремонтной мастерской, мощность которой по численности рабочих и числу станков определяется с учетом особенностей техники эксплоатации и поведения скважин (газ, песок, количество и качество нефти и т. п ) . § 5. МЕТАЛЛОЕМКОСТЬ РАЗРАБОТКИ ПРИ РАЗЛИЧНОМ РАЗМЕЩЕНИИ СКВАЖИН

Металлоемкость разработки — один из важнейших экономических факторов разработки. Значительный расход металла (главным образом труб) заставляет часто рассматривать разработку месторождения с точки зрения возможной экономии металла. Если в части бурения скважин в основном стремятся к всемерному упрощению конструкций скважин, а в отношении добычи нефти в ряде случаев к совместной эксплоатации двух горизонтов одной скважиной или к возврату на вышезалегающие горизонты, то в области разработки площадей значительная экономия может итти за счет сокращения числа скважин путем увеличения расстояний между ними. Здесь эффект заключается в сокращении на промыслах расхода обсадных, эксплоатационных труб и штанг, а также в уменьшении нефтепроводной сети, расхода металла на эксплоатационное оборудование и сбор нефти. При составлении макета промыслов (§ 4) мы исходили из принципа наиболее экономного расходования металла, избегая нерациональных коммуникаций в отдельных звеньях предусматриваемой нами закрытой эксплоатации скважин. Каждый макет промысла, отличающийся порядком размещения и числом скважин, рассчитывался также и по затратам металла. При этом отдельно проводился подсчет выкидных труб, нефтепроводов, газопроводов, вакуум-линий и т. д. Зная их размер (диаметры), протяженность и вес единицы, легко определить общий вес всех средств коммуникацийПосле этого расчетом было охвачено эксплоатационное наземное оборудование — мерники, промысловые резервуары, вакуумные трапы, насосное хозяйство промысла. Совершенно самостоятельно, на основе технического проекта бурения скважин определялся расход труб в скважинах. В зависимости от конструкций скважины определялись длина и вес обсадных и эксплоатационных труб, штанг, а также вес всего оборудования устья скважнны. § 6. ЗАТРАТЫ НА ЭКСПЛОАТАЦИЮ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ПРИ РАЗЛИЧНОМ РАЗМЕЩЕНИИ СКВАЖИН

Эксплоатационные затраты на промыслах в основном складываются из текущих затрат на эксплоатацию и амортизационных отчислений. Доля амортизации скважин тем более значительна в общей себестоимости нефти, чем сложнее и дороже бурение. Эксплоатацион-

Глава XVII

240

ные расходы в добыче нефти увеличиваются главным образом за счет роста числа скважин в сетке разработки [175]. Для того чтобы найти зависимость эксплоатационных затрат от расстояний между скважинами и их числа на промысле, мы применили метод определения эксплоатационных расходов в среднем на скважину, базирующийся на исследовании структуры промысловой себе$ стоимости нефти по всем основным нефтяным районам Союза за 1939—1941 гг. (фиг. 92). ^ а к видно из фигуры, районы резко отличаются друг от друга прежде всего по сумме, падающей на амортизацию скважин, что объясняется определенными условиями бурения и находит свое конечное выражение в себестоиC0I3P- мости буровых работ. Поэтому нами из всех затрат на эксплоатацию при дальнейшем / анализе была исключена амортизация скважин.

\ «

2 ?г,

Ишимбап

to

2

w

20

,10

SO

W

70

ВО

ВО

ф

tto

Ш

w

Ш

Фиг. 92. Структура эксплоатационных затрат на одну скважину в год в зависимости от числа скважин на промысле (1939—1941 гг.).

Э 3 — эксплоатацнонные затраты ца одну скважину в год. п — число скважин на одном промысле. Сетка скважии: I — плотная (1,25 га); II—средняя (3,5 га); III — редкая (5 го); / — амортизация скважин; 2 — коммерческие затраты; 3 — энергия всех видов; 4 — общепромысповые и цеховые затраты; А — средняя промысловых затрат; /—//—/// — все затраты, исключая амортизацию.

Другое отличие, также отражающее специфику каждого района, заключается в различных видах и количествах потребляемой энергии в зависимости от способа эксплоатации (электроэнергия, сжатый воздух, газ). Затраты энергии всех видов, включая расход рабочего агента при компрессорной добыче (см. фиг. 92), составляют от 5 до 15% всех затрат. Между прочим, это обстоятельство (5—15% затрат на энергию в издержках производства) позволяет решать экономическую задачу проектирования разработки, не выделяя в расчетах себестоимости тонны нефти издержки, непосредственно вызываемые способом эксплоатации, переводом скважин с одного способа эксплоатации на другой и т. д.

Экономика размещения скважин

241

Таким образом, анализ затрат на энергию показал, что они колеблются в незначительных пределах и занимают по отношению ко всем затратам на обслуживание сравнительно небольшой уд. вес. Поэтому при анализе структуры издержек 1939—1941 гг. оказалось возможным не исключать стоимость энергии из общей суммы промысловых расходовЗдесь следует оговорить следующее обстоятельство. Выбор способа добычи нефти и смена его в значительной степени предрешаются принятой системой разработки. Эта зависимость способа эксплоатации от принятой системы разработки ярко выявляется, например, при разрежении сеток скважин на площади, когда с увеличением запаса, приходящегося в среднем на скважину, удлиняется в определенных природных условиях фонтанный период эксплоатации скважин. Преобладание же фонтанного способа эксплоатации позволяет отобрать большую часть промышленного запаса без дополнительных капиталовложений на сооружение компрессорных станций или глубоконасосных установок •и с более низкими издержками производства, чем это имело бы место при механизированной добыче нефти. При иной системе разработки, характеризуемой большим уплотнением сетки скважин в связи со значительной интерференцией скважин, близко расположенных друг от друга, переход на механизированные способы добычи осуществляется тем быстрее и тем большая доля промышленного запаса нефти будет отобрана механизированным способом, чем плотнее (при прочих равных условиях) расставлены скважины. Несомненно, выявление преимуществ систем разработки (при окончательном выборе) в свете различной эффективности способов эксплоатации — по издержкам производства или по единовременным капитальным вложениям — должно быть определено с исчерпывающей полнотой. Вернемся к нашему анализу. Промысловые затраты (без амортизации скважин), связанные с обслуживанием одной скважины в год, были нами поставлены в зависимость от количества скважин на одном промысле и от расстояний между скважинами. Графически эта зависимость выражена на фиг. 93, наглядно фиксирующей снижение эксплоатационных затрат на скважину при росте числа скважин на промысле, причем более редкие сетки скважин (5 га на скважину) при том же количестве скважин на промысле характеризуются большими эксплоатационньтми затратами на скважину, чем плотные сетки. Экономия здесь достигается по линии общепромысловых и цеховых расходов. В этом сказывается преимущество концентрации производства на более мощных промыслах (по числу скважин). Кривые на фиг. 93 показывают зависимость эксплоатационных затрат на скважину от числа скважин при различном их размещении. Чем больше скважин на промысле, тем меньше затраты на обслуживание. Чем больше площадь промысла, в связи с большой свободной площадью, приходящейся на одну скважину, тем выше эксплоатационные затраты на скважину при неизменном числе скважин на промысле (см. кривые /, //, /// на фиг. 93). Данными фиг. 93 можно пользоваться для экономического проектирования разработки при различном размещении скважин. Зная размер промысла по числу скважин при данных расстояниях между скважинами и зависимость эксплоатационных расходов от числа скважин на одном промысле, легко найти (пс фиг. 93) расходы на эксплоатацию одной скважины в год при различном размещении скважин.

242

Глава XVII

Поскольку при построении кривых фиг. 93 была исключена стоимость амортизации скважин, в последующих расчетах эксплоатационных затрат следует присоединить к найденным соответствующим промысловым затратам на эксплоатацию одной скважины в год амортизацию скважин, исходя из стоимости бурения в конкретных условиях данного района, фактического срока жизни скважин или принятых норм амортизации. После этого, зная добычу нефти за это время, легко определить промысловую себестоимость нефти по каждому варианту разработки.

5 га

3,5

1.25

—, Сызра

йчмазы t: •

"' »• * —«Г"

АtQUHOn

т /6"

^ ^, §

АWUMOOU L^Jj j

IDLtut

ье

^ ^ 1ПНН У « —ч

-

ЗаIс

UMDQ •

w

Г 1

/ разный

32 36 4044 50 BO 70 80 90100 120 M

Фиг. 93. Расходы на эксплоатацию одной скважины в год в зависимости от числа скважин на промысле и расстояний между скважинами. Э Б —эксплоатационные расходы на одну скважину в год. п — число скважин на одном промысле. / — при свободной площади на скважину Б га; 11—то же при 3,6 га', III—то же при 1,26 га,

В свете наших исследований интересно отметить, что американские авторы не смогли подойти к решению аналогичных вопросов. Так, Ноултон (1940 г.) говорит о том, что «невозможно подсчитать увеличение эксшгоатационных расходов, вызываемых излишним бурением, но оно, безусловно, составляет весьма крупную сумму» ! . Большую ошибку делает Джонс (1940 г.), который пользуется при всех вариантах размещения скважин постоянной величиной эксшюатационных затрат на скважину (1800 долларов), несмотря на то, что простое увеличение числа скважин в сетке позволяет снизить эти затраты на скважину за счет, скажем, общепромысловых затрат и 2 различных накладных расходов, падающих на одну скважину . Таковы в общих чертах результаты исследования экономики размещения скважин.

1 8

„Oil WeeKly*. vol. 98, № 1, pp. 15 — 18, 1940. „Oil Weekly", vol. 98, № 1, p. 28, 1940.

ГЛАВА

XVIII

МЕТОДЫ ЭКОНОМИЧЕСКОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ § I. ЗАДАЧИ И ПОКАЗАТЕЛИ ЭКОНОМИЧЕСКОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ

Рассмотрим сначала проблему с промыслово-экономической точки зрения. Выбор рационального размещения скважин базируется на технологических расчетах различных систем разработки, подготовленных яа материалах промысловой геологии методами нефтяной подземной гидродинамики. Обратимся к методике решения этой задачи. Гидродинамическое проектирование (часть комплексного метода) определяет сроки разработки пластов и размеры добычи при различном числе скважин и расположении их на структуре (см. гл. VI—XIV). Экономическое проектирование рационального размещения скважин (часть комплексного метода) проводится на основе найденных в предшествующем исследовании (см. гл. XVII, §§ 3—6) экономических зависимостей1, с одной стороны» а также гидродинамических расчетов сроков разработки и размера добычи нефти по этапам вариантов разработки — с другой. Экономическое проектирование разработки исходит из теоретических положений, развитых в гл. XVI, и базируется на установленном нами критерии и методе определения экономической эффективностиПерейдем к характеристике показателей, которыми следует пользоваться при экономическим проектировании. В предыдущем изложении (§§ 3—6) мы говорили о трудоемкости, металлоемкости, капиталоемкости разработки и об эксшюатационных затратах на обслуживание процесса добычи нефти из скважин. Поскольку это вызывалось ходом анализа» речь шла, таким образом, только о количественных величинах. В свою очередь, количества затрат труда, металла и т. п. на разработку или на единицу основных средств производства (на скважину) зависят от целого ряда качественных условий — техники, организации производства и труда, квалификации рабочих, природных условий 1

Все найденные нами зависимости должны систематически пересматриваться, уточняться с развитием техники, пока уровень технического нормирования не позволит при проектировании размещения скважин целиком перейти на нормы затрат, диференцированные по расстояниям между скважинами.

244

Глава XVIII

и т. п. Эти качественные факторы, рассматриваемые нами в общем как равные для всех систем разработки д а н н о г о месторождения, диференцировались только под влиянием специфических условий каждой системы разработки (расстояние, число скважин, темп разработки). С другой стороны, количественные показатели вложений (например, затраты рабочей силы на скважину в год) не могут сами по себе дать представления об их эффективности. Конечная эффективность этих вложений выясняется после подсчета производственной мощности разработки — добычи нефти по годам, сроков разработки — и определения на ее основе и на основе анализа экономики размещения скважин, уровней основных качественных показателей; 1) производительности труда рабочих (работников) бурения; 2) производительности труда рабочих (работников) добычи нефти; 3) затрат металла на тонну нефти (в т или в кг); 4) капиталовложений на тонну нефти (в руб.); 5) себестоимости нефти (коммерческой, промысловой). В ряде случаев при сравнении различных систем разработки месторождения наблюдается повышение или понижение уровня производительности труда, в то время как показатель эффективности капитальных вложений дает иную динамику. Иногда с переходом на большие расстояния между скважинами один показатель ухудшается, другой улучшается, третий остается стабильным и т. д. Это затрудняет как анализ, так и решение задач выбора рациональной системы разработки. При расчете общих затрат труда и производительности труда можно рекомендовать метод, изложенный в работе акад. С. Г. Струмилина — «Развитие черной металлургии СССР» [188]. Этот метод, примененный нами в исследовании, опубликованном в 1938 г. [170], заключается в объединении всех затрат труда, живого и прошлого (овеществленного), выраженных не в денежной форме, а в натуральных затратах — в человеко-часах на единицу конечной продукции (тонны нефти). § 2. УСЛОВИЯ ЭКОНОМИЧЕСКОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ

Природа экономических показателей, характеризующих вложения труда, металла и прочих средств в разработку, такова, что на их уровне сказывается не только принимаемый п о р я д о к размещения с к в а ж и н (во времени и пространстве), но и вся совокупность технических и производственных условийОграничивая себя строгими рамками и желая установить влияние на экономику промыслов только размещения скважин (расстояния, темп ввода, очередность), мы должны нейтрализовать влияние на экономические показатели всех прочих факторов, кроме тех, которые включаются в понятие системы разработки или непосредственно зависят от нее. Здесь необходимо учитывать лишь те изменения в организации производства и в техническом вооружении промысла, которые непосредственно связаны с увеличением или сокращением общего, одновременно действующего числа скважин на промысле (на площади). При сравнении различных систем разработки одного и того же месторождения было бы нелепо ставить сравниваемые системы в разные условия, не зависящие от самих систем разработки. Сама по себе оценка требует, чтобы системы разработки сопоставлялись, скажем.

Методы экономического проектирования

245

при одинаковых условиях техники бурения, методов вскрытия пласта; уровень квалификации и организации труда в части, не связанной с системой разработки, на определенной стадии исследования должен быть одинаковым и т. д. С другой стороны, на уровень капитальных затрат и себестоимость могут влиять динамика цен и норм, действующих в обслуживающих нефтедобывающую промышленность производствах (например, цены на трубы, цемент для бурения, лес и т. п.)- Со временем (с ростом скоростей) может также меняться и стоимость бурения. В интересах экономического анализа преимуществ или недостатков тех или иных расстояний между скважинами мы должны брать неизменными цены и нормы и во всех сопоставлениях исходить из одинаковых условий: например, считать затраты на строительство промысла в ценах и нормах 1936 г., которые действовали в последний предвоенный год (1940/1941). Только в этом случае мы сможем установить, насколько возрастают или уменьшаются производительность труда, эффективность капитальных вложений на тонну нефти и себестоимость нефти при уменьшении или увеличении расстояний между скважинами. Несомненно, и внешние (для месторождения) условия не должны при анализе и сопоставлении систем разработки (с точки зрения промыслово-экономических последствий и преимуществ той или иной системы) вводиться в исследование преждевременно, иначе одна система разработки в силу какого-либо лимитирующего народнохозяйственного фактора (или условия) попадет либо в лучшее, либо в худшее положение по сравнению с другой системой. Ясно, что эти обстоятельства должны быть также элиминированы ка первой стадии исследования. В качестве условия для расчета следует принять весь срок разработки. Целесообразность экономической оценки системы разработки за весь период разработки месторождения вытекает из особенностей социалистической экономики [18], § 3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОБЪЕМА ПРОИЗВОДСТВА НА

ПРОМЫСЛЕ

1. С к в а ж и н ы Установление систем разработки месторождения в экономической части должно начаться с определения объема производства в зависимости от размещения скважин. Представление об объеме производства на нефтяном промысле может дать количество основных средств производства, занятых в процессе добычи нефти, в первую очередь число скважин, введенных из бурения з эксшюатацию и находящихся в фонде действующих скважин. Объем производства может быть также выражен не только в какойто определенный момент работы промысла, но и за известный отрезок времени — за год, за ряд лет, за весь срок разработки. В таком случае объем производства определяется работой скважин во времени. Для его практического измерения обычно пользуются в качестве показателей скважино-месяцами, скважино-годами, подсчитываемыми за анализируемый срок или этап разработки. При исчислении скважино-лет за основу принимается отработанное время, в которое не включено время на ремонт, смену частей оборудования, изменение режима работы и прочие перерывы в эксплоатации скважин.

246

Глава XVIII

Общий объем работ на промысле (скважино-лет) при различном размещении скважин находится по отработанному времени, приравниваемому к календарному времени разработки. Необходимость такого условия расчета станет ясна, если мы вспомним, что все гидродинамические расчеты сроков разработки и работы пласта основываются на непрерывкой эксшюатации скважин, т. е. исходят из отработанного времени, считая его равным всему времени разработки. Строго говоря, срок разработки при данном числе скважин дслжен быть несколько удлинен соответственно коэфициенту эксплуатации фонда скважин- Однако это обстоятельство не имеет существенного значения, поскольку уровень коэфициента эксплоатации предполагается неизменным при всех сравниваемых вариантах разработки, Только после выбора экономически рационального размещения скважин на месторождении следует уточнить число скважин, введя в расчет коэфициент эксплоатации, учитывающий технически необходимые остановки скважин в процессе разработки месторождения. Объем производства подсчитывается различно в зависимости от характера разработки. Можно наметить два случая разработки: 1) когда все скважины, предусмотренные сеткой, вступают в эксплоатацию одновременно, но выходят из строя постепенно по мере обводнения рядов скважин наступающими контурными водами; этот случай типичен для сплошной разработки месторождений, имеющих водонапорные или газонапорные режимы (при наличии газа как напорной силы последовательный выход из строя скважин, ближайших к газовым контурам,с рассматриваемой точки зрения аналогичен обводнению скважин); 2) когда скважины входят в эксплоатацию последовательными очередями или одна за другой и выходят в ликвидацию рядами (при напорных режимах) или в соответствии с вводом скважин в эксплоатацию (при режиме растворенного газа); этот случай, типичный для ползущей или сгущающейся системы разработки, является наиболее трудоемким для расчета объема производства. Объем работы на промысле подсчитывается следующим образом. Число скважин умножается на время их работы. В результате находится показатель (скважино-года, скважино-месяцы), который может быть постоянным по годам или этапам разработки только в случае одновременного ввода и выхода скважин из эксплоатации, что бывает весьма редко. Обычно объем работы на промысле меняется в процессе разработки месторождения. По мере выключения рядов скважин из-за продвижения контура водоносности и обводнения скважин уменьшается число скважин в фонде эксплоатации. Каждое выключение ряда скважин создает новые условия на промысле, вызывая перестройку организации производства и труда. Изменение объема работ на протяжении всей разработки месторождения можно рассчитать, исходя из данных гидродинамического проектирования, которые позволяют установить продолжительность этапов разработки от момента выключения (обводнения) каждого предыдущего ряда, скважин до момента выключения последующего ряда,. Рассматривая каждый этап самостоятельно, можно определить общее число скважин на промысле, дающих нефть на данном этапе разработки. Зная продолжительность этапа и число скважин, легко найти объем работы (выраженный в скважино-годах) для каждого этапа разработки. После расчета объема работ на промысле по каждому этапу раз-

Методы экономического проектирования

247

работки определяется общий объем работ за весь срок разработки, равный сумме скважино-лет по всем этапам разработки. Такая разбивка по этапам необходима для расчета экономических показателей, меняющихся с изменением объема работ по мере выхода рядов скважин из строя в процессе заводнения месторождения. 2. П р о м ы с л о в а я п л о щ а д ь Объем производства на промысле не может быть полностью охарактеризован только числом скважин и временем их работы. Предшествующим исследованием (гл. XVII, §§ 3—6) было установлено, что при различной степени уплотнения сетки скважин объем промысловой работы, падающий на одну скважину, тем больше, чем больше расстояния между скважинами. Следовательно, объем работ на промысле при равном числе скважин тем больше, чем больше территория, занятая действующими скважинами. Поэтому площадь промысла, зависящая не только от числа скважин, но и от расстояний между ними, является одним из важнейших факторов,, определяющих уровень экономических показателей промысловой работы. Здесь надо иметь в виду, что уплотнение сетки скважин на пласте не всегда соответствует размещению скважин на поверхности относительно друг друга. Чем реже расположены скважины на пласте, тем эта разница выступает резче. Это и понятно. Территория промысла, т. е. поверхности земли, занятая скважинами и другими сооружениями, не обязательно доходит до границ нефтеносного пласта, приконтурная зона которого обычно не разбуривается '. Таким образом, средняя плотность сетки, считая по поверхности земли, при малом числе скважин вообще бывает выше, чем если ее считать по пласту. С точки зрения экономических показателей разработки — затрат труда, металла и т. д. — имеет значение плотность сетки на территории промысла (т. е. на поверхности), поскольку все процессы производства в нефтедобыче ведутся с поверхности земли, кроме шахтной добычи нефти, являющейся пока что исключением. В тех случаях, когда размер месторождения относительно невелик, на территории месторождения создается лишь один промысел независимо от размещения скважин. Примером могут служить промысла Казахстана, Майкопа. В тех случаях, когда размер месторождения достаточно велик, на его территории создается несколько промыслов в зависимости от числа скважин и порядка их размещения. Примером могут служить промысла Баку, Грозного, Ишимбая, Туймазов, расположенные на территории крупных структур. Анализ практики создания промыслов в нефтедобывающей промышленности и рассмотрение, в частности, фиг. 88 и 89 позволяют установить общую закономерность: чем плотнее размещены скважины, тем большее количество скважин включено в состав одного промысла (сравните точки Баку, Грозный и т. д.)- Объясняется это тем, что при плотных сетках условия территориальной концентрации основных средств производства — скважин — облегчают их обслуживание, ремонт, технический контроль и руководство процессами добычи нефти. При большой площади месторождения, охваченной разработкой, целесообразно создавать не один, а несколько промыслов (3, 4, 5 и 1

Б этом смысле в ряде случаев сложного рельефа весьма экономично кустовое и турбинно-наклошюе бурение, позволяющее концентрировать промысловое хозяйство на небольшой территории.

248

Глава XVIII

больше), причем тем большее число промыслов, чем плотнее сетка скважин. Для расчетов при разработке территориально небольших месторождений, на которых создается один промысел, независимо от плотности сетки и числа скважин, площадь промысла определяется при равномерной сетке: FnP = nFc, (18.3 Л) где п— число скважин, Fc—свободная площадь на скважину. Среднее расстояние между скважинами переводится в приходящуюся на скважину свободную площадь (в гектарах) при помощи следующего уравнения: где п—число скважин. Если мы имеем случай, когда надо рассчитать среднюю свободную площадь, приходящуюся на одну скважину по поверхности промысла при неравномерной сетке, т. е. при одних расстояниях между скважинами в рядах скважин, при других — между рядами, необходимо использовать установленную общую площадь промысла, последовательно поделив ее на число скважин, намеченное каждым из сравниваемых вариантов разработки. Как покажет дальнейшее изложение методики экономического проектирования, такие показатели, как объем производства (скважинолет), площадь промысла и средняя свободная площадь, приходящаяся на скважину, будут необходимы для расчета общих затрат и определения качественных экономических показателей разработки месторождения. § 4. РАСЧЕТ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ ТРУДА

Объем эксплоатационных работ и плотность сетки скважин являются исходными показателями, необходимыми для определения затрат груда при разработке месторождения (бурение и добыча нефти). После определения объема эксплоатационных работ на промыслах в целом за весь срок разработки или по отдельным ее этапам можно использовать для расчета затрат труда найденные нами ранее зависимости затрат труда от размещения и числа скважин на месторождении (фиг. 88, 89). Первая кривая (фиг. 88) показывает зависимость расхода непосредственно занятых в добыче рабочих на одну скважину от свободной площади, приходящейся на скважину. Математическое выражение кривой, отразившей связь двух показателей (площади и затрат труда), может быть дано в виде следующего уравнения: °745, (18.4.1) где Р — число непосредственно занятых рабочих, приходящееся на одну скважину; F—-свободная площадь, приходящаяся на одну скважину, га. На фиг. 94 дается составленная по этому уравнению расчетная кривая для любых встречающихся в практике значений размещения скважин. Если по этапам разработки F меняется, то каждый этап рассчитывается самостоятельно. Найденные затраты труда этой категории рабочих на одну скважину в дальнейшем служат основой для определения общих затрат труда

Методы экономического проектирования

249

непосредственно занятых рабочих в добыче нефти на промысле, считая на весь объем работ по этапам, за ряд лет, за весь срок разработки месторождения. Затраты труда исчисляются путем перемножения количества занятых рабочих Р на величину объема работ, выраженную в скважино-годах. Эти затраты труда выражаются в человеко-годах, задолженных на разработку месторождения. Этим не ограничиваются затраты труда в добыче нефти. Фиг. 89 дает представление о затратах труда вспомогательных рабочих, инженерно-технического и управленческого персонала на одну скважину, в зависимости от числа скважин на промысле. Поскольку мы во многих случаях задаемся определенным размером промысла, ставя его в зависимость не только от числа скважин, но и от расстояний между шши,.

Ю

х-

<**

9

8

5 4

V

/

*9

2 1/ О

sS

/ 1

t

J

i

I

1

1

2 4 6 8 10 12 К 16 18 20 72 # 26 28 30 F

Фиг. 94 Расчетная кривая зависимости затрат труда непосредственно занятых в добыче рабочих от размещения скважин. Р — рабочих на одну скважину; F — площадь на скважину, го.

фиг. 89 отражает эти последние (через число скважин), позволяя учитывать при этом влияние мощности промыслового хозяйства на затраты труда работников этих категорий. Точно так же, как при пользовании данными фиг. 88, мы и здесь, при использовании кривых фиг. 89, даем математическое выражение этим кривым. Кривая зависимости вспомогательных рабочих может быть выражена уравнением: I 0,8 L (18.4.2) п

где Р в — ч и с л о вспомогательных рабочих, приходящееся в среднем на одну скважину, п — число скважин на промысле. Кривая зависимости инженерно-технического и управленческого персонала может быть выражена уравнением: 23

(18.4.3)

,о,8

п

де

Р с - число инженерно-технического и управленческого

(служащих), приходящееся в среднем —число скважин на промысле.

персонала на одну скважину,

Глава XVIII

250

Для ускорения расчетных операций нами по вышеприведенным уравнениям построены расчетные кривые (фиг. 95), на которых приводятся зависимости затрат труда вспомогательных рабочих и административно-технического персонала от числа скважин на одном промысле (при любом размере промысла). Значения Рв и Рснаходятся по кривым фиг. 95, в соответствии с вариантами разработки. Последующее умножение Р в иЯ с нг1 объем работ по этапам (если объем переменный) и в целом за весь срок разработки Чел. [

JU

E5 SO \ 17,5 15 Щ

ts П

N

V

-+-L

4.

,;•

4.

ч 4.

ч4

4

4

4

4\ \ s,

ч

3 Ц

S

Чу

г

N,

ч

ч

fe

чч

ч s 4

№

4

чч

№

4

s

4

4 4

op

;

p *-

4

4^ N\f

w UW

ч

з

и

§ &

в8 Ю

15 гО253О®ЬЗШШ170ШНЮ W0 Ш0250300 Ш №п

Фиг. 95. Расчетные кривые зависимости затрат труда вспомогательных рабочих и административно-технического персонала на одну скважину от числа скважин на промысле. Чел. —вспомогательных рабочих Р с и административно-технического персонала Р в ; л—число скважин на промысле.

позволяет найти общие затраты труда этих категорий работников на весь соответствующий объем работ. Суммарные затраты труда в добыче нефти находятся простым сложением затрат труда непосредственно занятых в добыче рабочих, вспомогательных рабочих, инженерно-технического и управленческого персонала за исследуемый отрезок времени. К затратам труда в добыче нефти следует присоединить затраты труда на бурение скважин. Зная среднюю продолжительность бурения одной скважины на месторождении, находим, что один буровой станок даст п скважин в год. По зависимости затрат труда работников бурения от мощности конторы бурения — числа буровых станков в работе (фиг. 91) находим, что при принятом для проекта числе станков в ра-

Методы экономического проектирования

251

боте затраты труда на станок составят р б человек. Это дает затраты труда на бурение одной скважины, равные— человек. Зная теперь число скважин в сетке при том или ином размещении скважин, мы легко переходим к общим затратам труда на разбуривание всего месторождения. Все затраты труда при разработке месторождения (добыча нефти и бурение) в случае, если рассматриваются только первые годы разработ ки или отдельные ее этапы, должны включать в себя только часть затрат труда на бурение, поскольку пробуренные скважины являются основными фондами на промысле и продолжают эксплоатироваться после рассматриваемого этапа разработки. Зная срок эксшюатационной жизни скважин по вариантам разработки, можно определить эту часть затрат труда, овеществляемую в продукции данного этапа. Она находится по принципу исчисления амортизации основных фондов: по отношению продолжительности рассматриваемого этапа разработки к общей продолжительности разработки или срока жизни скважин, если он короче всего срока разработки месторождения. После подсчета затрат труда работников, занятых в разработке месторождения, включая и занятых на разбуривании, можно определить производительность труда рабочих (и работников). Производительность труда (в тоннах на одного человека в год) определяется в результате деления объема добычи нефти, получаемой с месторождения по данному варианту разработки, на затраты труда (в человеко-годах) за тот же отрезок времени. § 5. РАСЧЕТ КАПИТАЛЬНЫХ ЗАТРАТ И ЗАТРАТ МЕТАЛЛА НА ЕДИНИЦУ ПРОДУКЦИИ

Для определения объема капитального строительства на промыслах и затрат металла, поглощаемого этим строительством, можно использовать метод создания макетов промыслов как основы для всех последующих расчетов и обоснований (гл. XVII, § 4 и 5). Каждый вариант разработки месторождения может быть при помощи соответствующих макетов промыслов выражен в виде объема капиталовложений и вложений металла в промысловое строительство. Однако для данного месторождения или варианта разработки не всегда можно определить макет промысла. Поэтому целесообразно найти путь для решения задачи через систему нормативов, вытекающих из наших макетов промысла, которые, как мы уже показали выше, различаются по тем же признакам, что и сравниваемые между собою варианты размещения скважин. Такие нормативы могут быть далее выражены в виде зависимости капитальных затрат от расстояний между скважинами, исчисленных как средние для каждого варианта разработки данного месторождения. В понятие и порядок составления макетов введено различие их по признаку уплотненности сетки. Поэтому для сопоставления вариантов разработки определенного месторождения вполне допустимо пользоваться средними нормативами, характеризующими схему поверхностного оборудования промысла. В результате анализа макетов промыслов была найдена общая зависимость капитальных вложений в промысловое строительство (в среднем на одну скважину) от размещения скважин (см. фиг. 96)- В эти вложения вошли затраты на сооружение всех объектов закрытой эксшюатации, сбора и перекачки нефти, строительство

252

Глава XVIII

промысловых дорог, промысловой механической мастерской энергохозяйства, приобретение тракторов-подъемников и автотранспорта. Способ эксплоатации (компрессорные станции и воздухо-газораспределительные будки, эксплоатационное оборудование самих скважин) как и стоимость бурения, рассчитывается самостоятельно по тем принципам, на которых мы уже останавливались выше. Фиг. 96 дает возможность найти величину затрат на промысловое строительство при том или ином размещении скважин. Зная число скважин в сетке разработки и расстояния между ними по вышеизложенному методу, пользуясь принципом построения фиг 96 можно легко рассчитать капиталовложения на скважину и на весь объем работ по каждому варианту разработки. Затем путем деления объема капитальных вложений на количество добываемой по данному ТПЫС. РуОш

*

№ НА 120 100

20 2

4

в

8 10 12 1U76 18 20 22 24 26 28F

Фиг. 96. Капитальные вложения в промысловое строительство в среднем на одну скважину (при различном размещении скважин). Тыс руб. — т ы с . руб. на одну скважину в среднем; Жину, га»

F — площадь на сква-

варианту нефти получаем показатель эффективности капитальных вложении—в рублях на тонну нефти за весь срок разработки. Делением количества добываемой нефти на величину капитальных вложений и на время разработки месторождения определяем среднегодовую эффективность капитальных вложений в год (в килограммах нефти на 1 руб. капитальных вложений в год). Аналогичным методом определяются эффективность вложений металла на единицу продукции за все время разработки месторождения или за год разработки в среднем. На фиг. 97 приводится зависимость металловложений в среднем на скважину от размещения скважин, выведенная по материалам макетов промыслов. Сюда также не вошли вложения, относящиеся к самой скважине, — обсадные и эксшгоатационные трубы и эксплоатационное оборудование скважин. Эти элементы рассчитываются самостоятельно и в большей степени связываются с особенностями данного месторождения, чем расчет поверхностного промыслового строительства, рассчитанного по типовым макетам промыслов. Фиг. 97, так же как и фиг. 96, показывает- увеличение затрат металла (и капитальных вложений) в среднем на скважину с увеличением свободной площади, приходящейся на одну скважину.

253

Методы экономического проектирования

Данные фиг. 97 позволяют рассчитать как объем металловложений в целом на разработку месторождения по каждому варианту разработки, так и эффективность вложений металла на единицу продукции (тонну

М 30 25 «—•

20

S3» •

15

и

10 5

€

1

\ L

в

ь(• л

13 10 12

2» 25

/8 20 21

Фиг. 97. Расход металла на поверхностное оборудование промысла в среднем на скважину (при различном размещении скважин). М — тонн металла на скважину в среднем; F—площадь

на скважину» га.

нефти). Последний показатель определяется за весь срок разработки и на год работы, т. е. с учетом времени функционирования металла на производстве. t£,J

t

r

4

I

Ш

fff

т rso

—

20 г?

j

ь

26

•

9П W tJB

5=

i

MS

mmm

m

••»-

i№ 4

a" mm

*-«

4 /

5"

*^

ИМ

л-

__ t

«i

f

-»•

1

rso

/

f

/

7 I/ / so / / ffl l\/ л t 1

It

1/

/ f

К

u

в

ft

n t

80 90

/^

/? //^ 12Q 130

HO

- ~ II f )

ФИГ. 98. Расчетные кривые эксплоатационных затрат на одну скважину в год в зависимости от размещения скважин на промысле. п —число скважин; 7 — см. левую шкалу (—44 lg п) при заданном п; 2— см. правую шкалу ( + H6F 0 » 1 3 ) при заданной F .

Ясно, что данные фиг. 96 и 97 не могут считаться неизменными, а наоборот, должны меняться под влиянием технического развития промыслового строительства. Здесь же мы их приводим лишь в качестве примера, иллюстрирующего наш метод экономического проектирования.

254

Глава XVIII § 6. РАСЧЕТ СЕБЕСТОИМОСТИ

Те же условия, которые были приняты для определения затрат труда в добыче нефти, должны быть использованы и для расчетов затрат на эксшюатационное обслуживание скважин. Изменение объема производства и площади, на которой сосредоточены действующие скважины, влияют на величину и структуру издержек производства. Анализ этого влияния нами дан выше (гл. XVII, § 6). Серия кривых фиг. 92 и 93 связывает затраты на эксшюатацию одной скважины в год (без амортизации) с числом скважин на промысле и со средней уплотненностью сетки. Пользоваться непосредственно графическим материалом будет затруднительно. Значений расстояний между скважинами в различных вариантах и по этапам разработки обычно бывает много, и они не могут уложиться в нескольких кривых, изображенных на фиг. 93. Поэтому надо использовать возможность математического выражения зависимостей, приведенных на фиг. 93 в виде уравнения: D « — 44)gn+

0 13

116F ' ,

(18.6Л)

где D — эксплоатационные затраты на скважину в год (без амортизации); п— число скважин на промысле; F—свободная площадь, приходящаяся на одну скважину на поверхности. По этому уравнению нами были построены расчетные кривые (фиг. 98). Кривая 1 на фиг. 98 позволяет легко определить левую часть уравнения (—44 lg п), а кривая 2— правую часть ( + 116 F,0*13) Для любого варианта разработки находятся координаты и соответствующие точки по кривым / и 2 (фиг. 98), после чего находится искомое D. Если объем работ и площадь меняются в процессе разработки, расчет затрат на эксплоатацию скважин должен проводиться по этапам разработки, понимая под этапом часть времени разработки, при котором объем работ и площадь остаются неизменными. Примером может служить последовательное выключение ближайших от контура водоносности рядов скважин. В этом случае издержки производства, выражающие затраты на промысле живого труда в виде заработной платы, и овеществленного труда, в виде затрат на материалы, энергию и т. п., должны рассчитываться по этапам разработки без амортизации основных средств производства — скважин, поскольку последние в качестве основных фондов функционируют в течение всего срока разработки. Только после суммирования поэтапных эксшюатационных затрат следует к ним присоединить амортизацию скважин, включая и их оборудование, чтобы в конечном счете найти себестоимость тонны нефти в среднем за весь срок разработки. Если же необходимо определить себестоимость тонны нефти по отдельному этапу разработки (или за год, за ряд лет и т. д.), то к эксплоатационным затратам по данному этапу (году и т. п.) следует присоединить сумму амортизации скважин, исчисляемую обычным способом определения амортизационных начислений. Доля амортизации скважин, падающая на отдельный этап (или период) разработки, находится по отношению продолжительности этапа ко всему сроку жизни скважины. Ясно, что выходящие в тираж от этапа к этапу ряды

Методы экономического проектирования

255

скважин полностью амортизируются во время того этапа, в конце которого они кончают свою эксплоатационную жизнь. Делением эксплоатационных затрат на количество добываемой нефти по данному варианту разработки, соответственно за весь срок или за отдельный период разработки, находится себестоимость тонны нефти. После определения всех экономических показателей строятся кривые зависимости каждого показателя от числа и порядка размещения скважин на данном месторождении по всем сравниваемым вариантам разработки. Анализ таких кривых будет дан ниже (см. гл. XIX) на примерах разработки нефтяных месторождений определенных типов. § 7. РЕКОМЕНДАЦИИ В ОБЛАСТИ ЭКОНОМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ

Излагаемые в данной работе результаты наших исследований основных экономических вопросов разработки нефтяных месторождений не только не исчерпывают всю проблему, но и сами по себе выдвигают необходимость дальнейших экономических исследований, определяя в ряде случаев и их направление. Можно рекомендовать следующую тематику научно-исследовательских работ в области экономики разработки нефтяных месторождений, которая в случае успешного выполнения позволит развить и углубить ряд положений нашего исследования. 1. Г е о л о г о - э к о н о м и ч е с к о е исследование разведок на нефть и определение направления разв е д о ч н ы х р а б о т на о с н о в е э к о н о м и ч е с к о г о районирования. Эта работа должна начаться с изучения экономических показателей разведки по районам СССР. В процессе, этого изучения должна быть установлена методика экономической оценки месторождения с точки зрения всех геологических, технико-экономических показателей и условий, в том числе трудоемкости разведки этих месторождений. Затем необходимо установить связь между выбором очередности и темпов разработки нефтяных месторождений (на основе экономического районирования) и направлением разведочных работ по районам СССР. Выраженная системой показателей (скажем, затратами на разведку 1 т нефти), эта связь позволит выбрать экономически правильное направление разведок по районам страны (очередность и темп разведок), базирующееся на выводах из экономической оценки месторождений. Одним из ведущих критериев решения этой задачи (определения направления разведок) остается фактор экономического районирования с достижением наибольшего эффекта по добыче нефти при минимальных народнохозяйственных издержках. При решении последнего вопроса важно учитывать комплексность и эффективность различных способов разведки. 2. Э к о н о м и ч е с к а я оценка и выбор способов и режимов разбуривания месторождений. Большое значение в решении задач разработки нефтяных месторождений принадлежит таким факторам, как темпы и стоимость бурения. Технико-организационные факторы увеличения скоростей бурения и снижения себестоимости бурения, сказывающиеся на размещении скважин, зависят от выбора наиболее экономически целесообразного способа бурения (турбинный, роторный, комбинированный, наклонный,

256

Глава XVIII

кустовой и т. д.). Экономические результаты способов бурения зависят от условий разбуривания. Поэтому необходимо на основе анализа опыта прошлых лет дать оценку способам бурения и найти экономический критерий выбора рационального способа и режима бурения по районам страны, определив границы применения того или иного способа или режима бурения в зависимости от условий бурения (глубины, крепости пород, климатических условий, рельефа местности, экономических показателей). 3. Э к о н о м и ч е с к а я оценка и выбор процессов поддержания или в о с т а н о в л е н и я пластовых давлений. Эта часть работы имеет исключительно важное значение для выбора рациональной системы разработки. Методы интенсификации добычи нефти неотделимы от общей проблемы разработки и входят в нее составной частью. Закачка воды в законтурную зону при напорных режимах пласта позволяет для обеспечения заданной добычи нефти по месторождению обойтись значительно меньшим числом скважин на нем. Увеличивая нефтеотдачу в условиях режима растворенного газа, закачка рабочего агента в пределах площади (между скважинами) также значительно меняет экономические показатели разработки. Исследованию подлежат как экономика самих процессов нагнетания рабочего агента (сооружение и эксплоатация объектов, выполняющих эти процессы), так и экономические вопросы целесообразности применения процессов поддержания и восстановления пластовых давлений в тех или иных условиях разработки нефтяных месторождений. В результате должны быть установлены критерий рациональности применения и методы экономической оценки и выбора процессов нагнетания рабочего агента в пласт. 4. Э к о н о м и ч е с к а я о ц е н к а и в ы б о р с п о с о б о в добычи нефти. Экономическое значение этого вопроса требует постановки экономического исследования, которое должно охватить весь комплекс основных вопросов эксплоатации скважин. Экономической оценке подлежит способ добычи (фонтанный, компрессорный, насосный), рассматриваемый как с точки зрения экономической своевременности последовательного перевода скважин с одного способа на другой, так и с точки зрения влияния способов добычи на выбор системы разработки месторождения. С этой точки зрения представляют интерес также обработка забоев, торпедирование скважин и т. д. Конечной целью работы является установление границ рентабельности отдельных способов эксплоатации в зависимости от различных условий разработки месторождений. 5. Э к о н о м и ч е с к а я о ц е н к а п е р и о д а э к с п л о а т а ц и и скважин. Цель работы — найти для решения основных вопросов рациональной разработки месторождения методику определения экономических показателей, при которых в тех или иных условиях целесообразно продолжать или прекратить эксплоатацию скважины (проблема минимального конечного уровня добычи нефти). 6. Н а п р а в л е н и е технического прогресса и оценка основных новых методов и конструкций в бурении и добыче нефти. Это исследование должно определить основное направление технического развития нефтедобывающей промышленности и дать экономя-

Методы экономического проектирования

257

ческую оценку тем новым методам и конструкциям в бурении и добыче нефти, которые оказывают решающее влияние на процесс разработки нефтяных месторождений, ускоряя или удешевляя его. 7. Э к о н о м и ч е с к о е р а й о н и р о в а н и е н е ф т я н о й промышленности и нефтетранспорта. Целью работы являегся определение экономических принципов и установление схемы рационального размещения нефтеперерабатывающей промышленности (включая проблему выбора площадки для завода) и нефтетранспорта по районам СССР. Данная работа явится продолжением нашего исследования проблемы размещения добычи нефти по районам СССР. Приведенная здесь тематика представляет собою перечень исследований в области отраслевой экономики самостоятельного научноисследовательского и прикладного значения. Кроме этих исследований должны быть проведены следующие важнейшие работы нормативно-исследовательского порядка, которые в случае их успешного выполнения будут способствовать развитию и углублению методики экономического проектирования разработки нефтяных месторождений: а) нормирование затрат рабочего времени основных и подсобных рабочих бурения и добычи нефти в зависимости от размера и объема работ в конторе бурения, на нефтяном промысле, а также от расстояний между скважинами; б) нормирование затрат на эксплоатацию месторождений (по основным элементам в среднем на скважину) по способам добычи нефти, в зависимости от числа скважин на промысле и расстояний между ними; в) составление типовых проектов строительства промыслов при различном числе входящих в состав промысла скважин и порядке их размещения.

Р

А

З

Д

Е

Л

П

Я

Т

Ы

Й

КОМПЛЕКСНОЕ ПРОЕКТИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ (Теоретические примеры и их анализ)

ГЛАВА

ПРИМЕРЫ КОМПЛЕКСНОГО § I. ОСНОВНЫЕ

XIX

ПРОЕКТИРОВАНИЯ

РАЗРАБОТКИ

ФАКТОРЫ РАЗРАБОТКИ И ИХ ТИПИЗАЦИЯ

Развитые выше принципы и методы комплексного решения проблемы должны быть теперь проиллюстрированы на примерах. Для этого следует подобрать такие примеры, которые охватили бы достаточно широко все разнообразие основных факторов разработки, встречающихся в промысловой практике, — по числу, сочетанию факторов и уровню соответствующих показателей (величина запаса, размер пло щади, проницаемость коллектора и т. д.). Такие примеры позволяют, кроме иллюстрации метода, исследовать: а) влияние сочетания различных факторов разработки на техникоэкономические показатели сопоставляемых по данному месторождению вариантов системы разработки и их оценку; б) влияние изменения факторов на выбор рациональной системы разработки (на размещение скважин). При типизации условий разработки мы исходили из характеристики следующих основных, не зависящих от системы разработки показателей (факторов), входящих в расчеты и определяющих в основном (с точки зрения промыслово-экономической) рациональное размещение скважин: 1) Г е о л о г о - т е х н и ч е с к и е исходные показатели (факторы): 1) площадь нефтеносности, 2) мощность пласта, 3) проницаемость коллектора, 4) произведение пористости на коэфициент использования пор (промышленный запас нефти в единице объема породы — уд. запас нефти); 5) вязкость нефти, 6) расстояние до контура питания, 7) форма залежи. 2) Э к о н о м и ч е с к и е и с х о д н ы е п о к а з а т е л и (факторы): 8) стоимость бурения и оборудования одной скважины; 9) эксплоатационные затраты на одну скважину. При рассмотрении вышеприведенных показателей (факторов) геолого-технического характера обращает на себя внимание отсутствие такого важного фактора, как глубина скважин. Это обстоятельство?

Примеры комплексного проектирования разработки

259

конечно, не означает, что данный фактор нами опущен вовсе, но в группу геолого-технических факторов вошли лишь те, которые непосредственно включаются в гидродинамическое проектирование К Глубина скважин, точно так же как и прочие естественные условия бурения (крепость пород, верхние воды, газ и т. д.), влияют на сроки и стоимость разбуривания месторождения и потому сказываются на уровне экономических показателей, в первую очередь на стоимости бурения и оборудования скважин. В группу геолого-технических факторов не включен также показатель, характеризующий размер промышленного запаса месторождения. Величина промышленного запаса является важнейшим исходным показателем, но она зависит от ряда факторов, перечисленных выше (от площади нефтеносности, мощности пласта, пористости и коэфициента использования пор). Таким образом, показатели запаса нефти, точно так же как и глубины скважин, включены нами в группу основных исходных показателей типизации разработки. В группу экономических показателей мы ввели показатели, не зависящие от порядка размещения скважин. По существу, мы тем самым ввели в анализ и методику влияние технического прогресса и улучшения организации труда на промыслах. На выбор рациональной системы разработки могут повлиять условия техники и организации. Допустим, что разбуривание нефтяного месторождения проводится не методами вращательного бурения, а турбобуром или электробуром, в результате чего себестоимость одной скважины, выходящей из бурения в эксплоатацию, снизилась. Возможно также удешевление бурения в пределах того же вращательного способа ведения буровых работ за счет, скажем, упрощения конструкции скважин, уменьшения расхода труб, цемента и т. д. Наконец, сам процесс бурения значительно рационализируется, ускоряется и удешевляется при применении высококачественных долот, сплавов, глинистых растворов и при повышении квалификации работников и эффективности работы буровых партий, что у нас в Союзе встречается повсеместно, так как технический прогресс и улучшение организации труда являются характерными свойствами социалистического производства. С другой стороны, существуют промысла, по техническому уровню и организации производства отстающие от среднего (или высшего) уровня, достигнутого промыслами Союза. На таких промыслах и экономические показатели как бурения, так и прочего строительства значительно ниже средних. Поскольку это так, важно проследить, как влияет на выбор системы разработки удешевление или удорожание капитального строительства на промыслах (вызванное не наличием той или иной системы разработки, а изменением технико-организационного уровня строительства). Если распространить эти соображения также на процессы добычи нефти, то и здесь мы можем констатировать постоянные сдвиги в техническом вооружении, в методах эксплоатации и в организации труда основных и вспомогательных рабочих, — сдвиги, вытекающие непосредственно из технического развития и повышения навыков, квалификации рабочих и улучшения общей организации промыслового хозяйства. 1

Без учета влияния упругого* режима.

260

Глава XIX

Эти факторы, также оказывая влияние на уровни экономических показателей разработки, в том числе на себестоимость, имеют значение при выборе рационального размещения скважин и потому также должны быть учтены при типизации условий разработки. § 2. ВЫДЕЛЕНИЕ ТИПОВ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ

Типы месторождений, принимаемые нами для исследования и проектирования, различаются между собою величиной какого-либо одного из девяти перечисленных нами в предыдущем параграфе показателей. При этом по каждому показателю принимаются три его значен и я: лучшее, среднее, худшее. При выделении месторождений определенного типа мы стремились охватить достаточно широкий интервал значений каждого показателя, характеризующего данное значение его. Кроме того такое выделение типов месторождений с широким интервалом исходных, характеризующих их показателей позволяет исследовать связи и тенденции, обусловленные изменением этих показателей. Вышеизложенное станет ясным, если мы рассмотрим характеристику принимаемых для анализа и проектирования исходных показателей разработки, по которым мы и выделяем соответствующие типы месторождений (табл. 5). Таблица

5

Услопия

1. 2. 3. 4.

Площадь нефтеносности, га Мощность пласта, м Проницаемость коллектора, дарси . . . Произведение пористости на коэфицмонт использования пор (уд. запас нефти) 5. Вязкость нефти, сантипуаз , 6. Расстояние до контура питания, км . . 7. Форма залежи 8. Стоимость бурения и оборудования одной скважины, тыс. руб 9. Коэфициснт уровня экеплоатациониых затрат на одну скважину

лучшие

средние

худшие

3000 30 2,0

600 10 0,5

100 4 0,1

0,25 0,10 2 5 2 10 Круговая 125 0,5

500 1,0

0,03 15 50 Овальная Полосовая 1500 2,0

Изменения экономических показателей, зависящих от сдвигов в технике и организации добычи нефти, но не зависящих от системы разработки, выражаются в таблице в виде коэфициентов, которые будут введены в проекты разработки. В качестве первого и основного объекта для проектирования разработки нами принято месторождение, характеризуемое средним уровнем исходных данных (см. табл. 5), а именно: круговая залежь общей площадью 600 га; средняя мощность пласта — Юм, средняя проницаемость коллектора— 0,5 дарси, вязкость нефти — 5 сантипуаз, расстояние до контура питания —10 км (табл. 5). Стоимость разбуривания этого месторождения составляет 500 000 руб. на скважину. Следующим типом месторождения принимаем такое месторождение, которое отличается от основного типа (характеризуемого средним уровнем показателей) лишь каким-либо одним признаком: большей

Примеры комплексного проектирования разработки

261

или меньшей площадью или вязкостью нефти, или проницаемостью, или каким-либо другим уровнем одного из показателей табл. 5. Легко установить, что согласно табл. 5 таких типов месторожде1 ний может быть 19 (9 — с хорошими условиями разработки по каждому показателю, 9 — с плохими и 1 — основной со средним уровнем всех показателей). Все 19 месторождений отличаются друг от друга только уровнем какого-либо одного показателя. Эта особенность типизации дает возможность проанализировать в дальнейшем влияние любого из показателей и его динамики как на технико-экономические показатели разработки (добыча, сроки выработки, экономические данные), так и на самый выбор рационального размещения скважин при прочих равных показателях. § 3. ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ

Гидродинамические расчеты дают возможность разрешить следующие задачи: 1) определить оптимальное размещение рядов скважин при различном количестве их; 2) рассчитать средний дебит с залежи поэтапно и за весь срок разработки; 3) вычислить время обводнения рядов и полный срок разработки залежи. Указанные, величины определяются для каждого из принятых расчетных вариантов размещения в отдельности; конечные результаты по пп. 2 л 3 связываются графически в функциональную зависимость от числа эксплоатационных скважин, размещаемых на залежи. Расчеты производятся на основании формул, приведенных в разделе третьем книги. В качестве расчетных вариантов приняты следующие: 1) Д л я к р у г о в о й з а л е ж и Число рядов: 8, 4 и 2. Расстояние между скважинами в ряду: 2<У *» 100, 700 м; количество всех расчетных вариантов —

200,

400

и

2) Д л я п о л о с о о б р а з я о й з а л е ж и Число рядов 7, 3 и 1. Расстояние между скважинами в ряду: 2о — J00, 200, 400 и 700 м, количество вариантов—12. 1

Термин «тип месторождения» носит здесь условное значение, так как речь идет не о типичности месторождения в смысле его фактической распространенности. В данном случае имеется в виду лишь выделение только одного из основных параметров месторождения в качестве переменного, при неизменности всех других его параметров, изменение выделенного переменного параметра и выяснение техникоэкономических последствий такого изменения. Решение расчетным путем этой задачи и проводится нами методом условной типизации. Во всех рассмотренных в настоящей главе случаях взяты «типы» месторождений, в которых по методологическим соображениям является весьма благоприятным лишь о д и н параметр. Поэтому, если бы мы имели расчеты по месторождениям с двумя-тремя и т. д. благоприятными параметрами (малая вязкость, хорошая проницаемость, большая мощность и др.), то все экономические показатели (включая и себестоимость) были бы во много раз лучшими по сравнению с нашими условными расчетами. Что касается промысловой практики, то существующие в природе месторождения различаются не одним, а множеством переменных параметров.

Глава XIX

262 3) Д л я

овальной

залежи

Число рядов: б, 4, 3 и 2. Расстояние между скважинами в ряду: 2а = 100, 200, 400 и 700 м; количество вариантов — 16. Основным типом залежи, для которого производится последовательное изменение одного из заданных условий, является круговой, поэтому на его расчете остановимся более подробно. Прежде всего для каждого из чисел рядов скважин устанавливается такое расположение этих рядов, которое обеспечивало бы минимальный общий срок разработки всей залежи. Это оптимальное для данного числа рядов размещение следует находить с помощью методов, изложенных в гл. VII. Кроме скважин, расставляемых в рядах, для отбора целика нефти, оставшегося после обводнения последнего — внутреннего — ряда, в самом центре круговой залежи ставится еще одна скважина. Это обстоятельство необходимо иметь в виду при пользовании графиком (фиг. 1В), учтя замечание, сделанное по этому поводу. По этой же причине табл. 7, в которой приводятся результаты вычислений, содержит для случая п рядов скважин п -}- 1 строк; последняя из них как раз и относится к дополнительной центральной скважине. Радиусы окружностей рядов, определенные как оптимальные, обозначены в таблице через R п Индекс п указывает на порядковое число ряда, причем единица присваивается внешнему ряду, расположенному ближе всех к контуру нефтеносности. Расчет расстановки восьми рядов с центральной скважиной был разобран в примере 2, приведенном в § 4 гл. VII. При этом выяснилось, что радиусы окружностей рядов должны иметь следующие значения: Таблица

= 1380

№ ряда

б

= 0,1 м.

л= 2

и= 3

0,870

0,735

0,600

0,473

0,350

1200

1015

827

652

483

п -•= 5 i

0,230

л«7

/1 = 8

0,110

0,025

152

35

Вычисления показывают, что расстояния между рядами должны быть неодинаковыми. Они возрастают по мере удаления от центра залежи. Эта неравномерность в расположении рядов сказывается тем резче, чем меньше их общее число. Затем для последующих расчетов переходим от двухжидкостной к одножидкостной системе, пользуясь для этого приведенными контурами питания. Поскольку сейчас нас интересует время перемещения контура от начального положения до первого ряда, затем до второго и т. д., радиусы приведенных контуров питания для круговой залежи должны определяться по формуле (9. 4. 25). Так, например, в том же случае (8 рядов) приведенный контур питания для первого ряда находится на расстоянии от центра залежи,

Примеры комплексного проектирования разработки

263

равном /*н 1*в

1200\2

1 —

1380

10000^ 0

=

При расчете Ro для второго ряда в этой формуле на место RH подставляем Ri, вместо Ri— R2 и т. д. Полученные радиусы приведенных контуров питания дают возможность легко вычислить средние за время перемещения контура дебиты галлерей, размещенных на залежи на месте рядов скважин. Задаваясь условием постоянства такого предельного давления на забое, которое на 20 ат ниже давления на контуре питания (Лр = 20), вычисляем дебиты галлерей с помощью формулы (9. 5. 11). Так, первая галлерея из восьми, радиус которой равен радиусу первого ряда скважин (R\ = 1200 ж), дает следующий дебит:

/<п In

5 In

R

=

= 2680

29860

1200

Точно так же определяются дебиты остальных галлерей. При водонапорном режиме, в условиях которого мы ведем расчет, одновременно может работать только одна, в данный момент внешняя галлерея. Величина ее дебита, помноженная на соответствующий коэфициент (рч определяемый согласно формуле (9.5.13), дает суммарный дебит всех работающих в данный отрезок времени скважин q^В рассматриваемом случае коэфициент <р первого ряда при расстоянии между скважинами 2сг = 100 м равен: _ О R7

111

50

3,14-0.1

3,14-1200

1830

12С0

Следовательно, дебит этого ряда скважин составляет: q6 = ср.qr=0,87• 2580 = 2240 м3/сутки.

В табл. 7 приводятся значения <р для соответствующих расстояний между скважинами в рядах и вычислений с их помощью q&. Далее по формуле (9.5.9) определяется число скважин, которое при заданном расстоянии между ними может размещаться в каждом из рядов. Согласно этой формуле в первом из восьми рядов при 2а = = 100 м может быть размещено лЯх

3,14-1200

„- ,

п = ~ = — ^ 0 — = 7D,4 скважины. Получающиеся при этом дробные величины сохраняются до конца всех расчетов. Суммированием чисел скважин по отдельным рядам

Глава XIX

264

устанавливается общее число эксплоатационных скважин при разработке залежи по данному варианту размещения. Время перемещения контура от начального положения до очередного ряда скважин, т. е. продолжителььность этапа эксплоатации вычисляется по формуле (9. 6. 9). Для того же примера оно получается равным. tl

я (R?t - /?f)

=

з,14 (13802 - 1200s)0.2-0,510

_

= 650 суток.

!

1800

BSBS ••ни "-"• —

WOO

WOO 800 600 400

• —•!

- • — •

V? У

/

у

J

7

2

ft 1 II

w//

1 У7

Уу /<

ш, ^-'

"8

-•*

nу

200 -A

0

в—^

^ —

tiOO 1200

^

•

V 80

120

160

200

2W

280

320n

Фиг. 99. Зависимость добычи нефти от числа скважин при различной вязкости нефти (при прочих равных условиях). Q C n — среднегодовая

добыча нефти? тыс. /к; п — число скважин;

1—огибающая при малой вязкости нефти; 11— огибающая при средней вязкости нефти; III—огибающая при большой вязкости нефти; 2,4, S— число рядов.

Из табл. 7 видно, что сроки перемещения контура от одного ряда к последующему постепенно уменьшаются. Полный срок разработки залежи Т складывается из суммы отрезков времени, необходимых на перемещение контура от начального положения до первого ряда и далее от ряда к ряду. Для а = 50 м он равен 10,3 года или 3752,4 суток. Среднесуточный дебит за время разработки Q c p определяется путем деления величины промышленных запасов залежи на величину, характеризующую срок разработки.

Примеры комплексного проектирования разработки

265

В условиях нашего примера промышленные запасы залежи равны Q3ar, = л/?н/гт£ = 3,14-13802-10-0,1 =6-10 6 м'К Следовательно, для варианта восьма рядов с расстояниями между скважпнами 100 м средний дебит за весь срок разработки составляет: 6

6-10 3752Т

м

Iсутки.

800

О

80

120

160

200

240

280Г?

Фиг. 100. Зависимость добычи нефти от числа скважин при различной проницаемости пласта (при прочих равных условиях). ОСр — среднесуточная добыча нефти, т\ п — число скважин; I — огибающая при малой проницаемости пласта; /J — огибающая при средней проницаемости пласта; /// — огибающая при большой проницаемости пласта; 2, 4, 8— число рядов.

Результаты расчетов для основного типа круговой залежи даются. в табл. 7. Для него же дополнительно в табл. 8 приводится сводка числа скважин по рядам, а в табл. 9 —- продолжительность каждого этапа эксплоатации. На основании этих данных можно в дальнейшем определить число скважино-мееяцев эксплоатации. Для остальных типов месторождений расчетные данные сведены в табл. 10. В соответствии с изложенным были произведены вычисления по полосообразной и овальной залежам, для которых использованы формулы, соответствующие этим случаям. Поскольку полосообразная залежь предполагается с двусторонним питанием, расчет достаточно

2800

У?

2W0

/ л / А4 у /

2000

то 1200 800 WO

Г

I

— £2Т ^

И

г 1

-

—• — •и — — .1

— •и

•ямина

— •м

'•'

i

—

•МММ МММ •МММ* моими*»

—

У

¥

•

0 О

40

80

120

160

200

2*0

280

320

360Я

ФИГ. 101, Зависимость добычи нефти от числа скважин при различной мощности пласта (при прочих равных условиях). Q C p—среднегодовая добыча нефти, тыс. m; n — число скважин; /—огибающая для большой мощности пласта; И — огибающая для малой мощности пласта; 2, 4, 8 — число рядов.

t

8L

120

^7

#20

Я4

а

Л?

?5Й

Фиг. 102. Зависимость добычи нефти от числа скважин при различном расстоянии до контура питания (при прочих равных условиях), среднесуточная добыча нефти, т\ п — число скважин; /—огибающая для малого расстояния до контура питания; // — огибающая для среднего расстояния до контура питания; /// — огибающая для большого расстояния до контура питания; 2, 4, S •— числи рядов.

Примеры комплексного проектирования разработки

267

вести только для одной из ее симметричных половин. Вследствие этого при семи рядах на всей залежи таблица содержит только 4 строки, при трех рядах — 2 строки и т. д. Результаты всех расчетов представлены в виде графических зависимостей среднесуточной добычи нефти в течение всего времени разработки от количества скважин, размещаемых на залежах. Пер

/аи 720

860

A

600 №

>

—— .

A/

—

да

•

—

—

/ /1

№ —^

300

It Iff* ZUO 14 / 47 300

ISO

illj i

IIj /

120

НО 0

1

i

—?

1W

ZbO Яве

ЬВП 600

7Z0

BW

MO

1080 /200 ШО л

Фиг. 103. Зависимость добычи нефти" от числа скважин при различной площади месторождения (при прочих равных условиях). Qcp —среднегодовая доЛыча нефти, т ы с . m; n — ч и с л о с к в а ж и н . / — сгибающая при малой площади нефтеносности; //•—огибающая при большой нефтеносности; 2—8— число рядов.

площади

Кроме полученных по расчету кривых для различного количества рядов на фигурах проведены также и огибающие каждого семейства кривых. На каждом из этих графиков (фиг. 99—104) зависимость рассматривается при изменении только одного из заданных условий, оставляя асе остальные условия неизменными.

Глава XIX

268

Так, на фиг. 99 показана зависимость добычи с* числа скважин при различной вязкости нефти, на фиг. 100 — то же при различной проницаемости пласта, на фиг. 101 — при различной мощности пласта, на 540

i

!

Ш) •-—•

•=*=

U20 Ж 300

/2 /л у

JI Ж 120

E

/

——•

7

Ж i J

У

V

1/ №

560

№

120 800/?

Фиг- 104, Зависимость добычи нефти от числа скважин при различной форме месторождений (при прочих равных условиях). среднегодовая добыча нефти, тыс. mi п — число екважиц; • ср — огибающая при овальной форме залежи? Л —огибающая при полосообразной форме залежи; 2 — о » I —7 — число рядов.

фиг. 102—при различном расстоянии до контура питания, на фиг. 103 — при различной площади месторождения и на фиг. 104 — при различной форме месторождения. § 4. ЭКОНОМИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ

ния;

Экономическая характеристика системы разработки зависит от: 1) срока разработки месторождения и размера добычи нефти; 2) количества скважин на месторождении и их взаиморасположе-

3) условий техники и организации труда. Рассчитаем все показатели по основному (среднему) типу месторождения. При определении трудоемкости разработки и производительности труда мы применили методику, изложенную выше (гл. XVIII, § 4). Напомним, что нами был использован промысловый материал по затратам труда, сгруппированный по признаку плотности размещения скважин в сетке разработки и мощности промысла, выраженной числом скважин. Для определения текущих затрат труда (в человеко-часах или в форме издержек производства) при разработке круговой залежи размером 600 га были установлены последовательно по всем вариантам разработки:

8

ч t** en

•с см

7*-

© to

—

о" о

Е

I

см

Я о О

о о

г,

on

""М

см t o ю ю

©

S3

© © 00

M CO

^"o

4

СП ел СО

со СС

Г-

to

ОО СО

со

см

оо

о*

со

ч

CO CM

oo"

T

г: ©»п О©'* 00 СМГ- to ^ CO

00

оо ^-^

©© ю О © 1> со Ю

оо г-* го

(тт\ Ср> т-н

со —

СО ^ ^

оою

Oi

юсм^

О©1 lii ©• en t>

O> CM

Q. U

^, 1—Ч

coo

I>CM

Ю

t o см to _ . о го _^ см со го г- t o 1С со см CO

s

Ю

CM 00^ СМО-Г

1

оо

00

CO l >

см

со

гс\

СО

CM —

оо

_

со

^г со оЗ со см

CM

CO

ЙСМ i

°

О OOOlO©©©"^"?:

w

гч«00>-10апюО<С R " " " ~-~"

14

© © CNOO R *"" t~t © CO

С

t o f». *ян jv| (о со Ф 1О t o

OOOOOOifl^1 " ^ ^f*OOO^f"CMOCOiOtO см»—ioOuTf»c5cocN CM CM см »-• »-• •—

о

.

SB8

©Ф

c-co Ю

CO CJ I > CO

to

о ©"о о*о*о о"©" CM

tO "Ч*

М

©"о" о" о" о* о" о"©"1 оо

оо

'О 00 "^ СО 00

Oi 00

о"©"©* © о* о" о* © •

см

о> ю со

00 00 00 00 t - ОЮЧ" ©"©* о"о* о о* о* ©" • ююосмоосм

00

^2

—

о©

00 — со t o tO ""i1

ю см г~ со

o o oo' —' 00

eg *—• Г")

^ ^ см со 00

О» © 00 СО

*

со

ю ю

t-

см ю о*

—

^t 00

oe

CM© o О) i n

о см

—Ю

Oi"^

160

о© о о © г» to 00 ю

00 00 CM

o"o '©*©" —

1780 1366

о

О О

00

coo» oo -

со to См см toi^tO in o"©* o*o" —

CM CM CM CM —< •—

4;

©to

1

©"cT o"o

. . • | «nta л м . ^ штт ^ ^ * ^ Ю ifj 1ГЭ %Р *\Р *q" v ^ *—*

oo i-~ r— Ю CM

toco

00 ^ l

cf i > CM

a.

CV)00

to ©

156

8

да

137 ;

см

ffl .

© 0 0 1С О

o
CO

к

r-00 CO caco

1650 880 273

«3=

о ©

iO i— ' © CO

tO C M r

145

J3.

§1

incom

00 Ю CM Ю i— CO tO t - CO " ^ О O> t~» t o ^T CM •"*

В?

o5

22 см

-*•

S

Sd

1 to

tO "«f t ^ *4f CO

COLN

о

|

см

•«*

Ю

СО

QO

,_

ю см ~

«им*

269

8*

см см см

*-«

00 CM 00

т

о 8 С5'

см см о <м см см см

Ю

со со X ссГю со см

00 <Л>

© оо © О ! © см© 0 0

•^*^->

со

со см

г».

со со см см

о

см

00

© 00

о со

©

1

t-to

16,

Iо

sea

5оо 00 Г*

72J

I to

О СО

725

•«о

О*

о

o>

ОО s»--

о сз

ОС

139

о ю

1 1550 785 1 1400 690 1220 560 825 170 180 1 180

СО

ее Я"

о о о о см 00 '- — ©

934,

о ю

040 3,0)

Примеры комплексного проектирования разработки

I-O

© 00

*-• CM СП

00 Ю

s

oo"

00

CD

0C

270

Глава XIX Таблица

8

Число скважин на залежи по рядам (основной тип) Характеристика вариантов разработки число рядов скважин 2

4'

8

Ряды скважин на залежи

скважин

i

1 5

si •» Ок >»5 v et SИ *?

I

II

III

100 200 400 700

45,6 23,3 12,2 7,4

12,3 6,7 3,8 2,6

1 1

1 1

100 200 400 700

65 33 17 10,2

43,7 22,4 11.7 7,1

100 200 400 700

76,4 38.7 19,9

64,7 32,9 16,9 10,1

У Н

Число

IV

V

VI

VII VIII IX

О ~ и ** со а» в S

П ,7

.

.

-—-

—

22,7 11,9 6,4 4,1

6,7 3,8 2.4 1.8

1 1 1 1

___ —

53,2

42,1 21,6 11,3 6,8

31,4 16,2 8,6 5,3

21 11 G 3,8

27,1 14,1 8,5

_ —

—, —

.

58,9 31,0 17,0 11,0

—

"*"

_ —

__ — —

10,6 5,8 3,4 2,4

3,2 2,1 1,6 1,3

— ——

139,1 72,1 38,5 24,2

1 1 1 1

303,6 156,4 82,8 50,9

Таблица Продолжительность каждого этапа жсплоатации (в сутках) (основной тип) Характеристика вариантов разработки

Этапы эксплоатации

9

Всего суток,

2

4

8

I

II

III

IV

V

VI

расе меж, сква ми,

число рядов скважин

VII VIII :

IX

1

1 i

_

100 200 400 700

3950 4600 6000 8100

2700 3460 5050 7200

745 745 745 745

— •—

100 200 400 700

1550 Г/85 2270 3020

1400 1690 2200 2980

1220 1560 2120 2960

100 200 400 700

650 747 965 1300

59т 728 910 1220

522 662 850 1180

— —

— _

825 1170 2000 2900

180 180 180 180

—— — —

_ ——

446 575 805 1090

430 560 760 974

420 548 725 960

388 528 700 925

— ——

_

—

— —_

7 395 8 805 11795 16 045

,— —

5 175 6 385 8 770 12 040

•

276 455 685 900

24,4 24,4 24,4 24,4

3 4 6 8

752,4 827,4 424,4 573,4

Таблица 10

Сводка показателей по всем 'гннак месторождений с;

Тип

с

О С S

месторождения

Средний дебит одной скважины, м3 fey тки

Число рядов

*

Средний дебит с залежи,

Число скважин

100

200

400

3

4

5

6

8

58,9 139,1 303,6

31,0 72,1 155,4

17,0 38,5 82,8

11.0 811,3 681,4 24,2 1159,4 939,7 53,9 1598,97 1243

Большой контур питания

2 4 8

58,9 139,1 303,6

31,0 72.1 156,4

17,0 38,5 82,8

11,0 24,2 50,9

650,7 533,3 438,5 324,6 11,08 842,93 723,5 551,8 412,0 6,07 976,2 832,7 620,98 458,12 3,2

Малый контур питания

2 4 8

£8,9 139,1 303,6

31,0 72.1 156,4

17,0 38,5 82,8

11,0 24,2 50,9

1060 1700 2250

853 1230 1600

617 756 1033

377 466

Большая площадь нефтеносности

2 4 8

245,7 124.3 598,0 301,5 1313,7 661,4

63,7 i53,2 336,3

37,7 89,8 195,3

995 1522 1988

901 1372 1720

740 1060 1338

600 806 978

4,05 2,54 1,52

4,5.1 2,6

Малая площадь нефтеносности

2 4 8

49,9 116,3 252,1

26.4 60,6

Ш.5

14,7 32,9 69,7

9,7 20,8 43,7

613 793 915

458 591 664

302 ?78 423

1£8,5 240 266

12,3 6,82 3,64

Большая мощность пласта

2 4 8

58,9 139,1 303,6

31,0 72,1 156,4

17,0 38,5 82,8

11,0 24,2 50,9

4053,5 3407,0 2 5 4 V 5 1869,75 68,7 5798,0 4698,5 3420,75 2491,7 41,8 3499,35 16,4 7994,85 6215 4670

7

Малая мощность пласта

2 4 8

58,9 139,1 303,6

31,0 72,1 156,4

17,0 11,0 38,5 24,2 82,8 : 50,9

8

Большая проницаемость пласта

2 4 8

58,9 139,1 303,6

17.0 31,0 38,5 72,1 156,4 ! 82,8

1

2 i i

2

3

4

5

ч та

к

Основной тип

2 | 4

Расстояние л ежду скважинами

CQ

6

О

с_ :*.

о,

Срок разработки, лет

700 7

100

200

8

9

400 10

700

100

200

400

700

100

200

400

7С0

11

12

13

14

15

16

17

18

19

30,0 17,8 11,3

34,0 20,6 13,75

20,2 14,2 10,3

24,1 17,5 13,2

32,3 24,0 17,6

44,0 33,0 23,5

25,9 14,4 7,13

29,6 17,1 9,02

25,3 29,2 37,5 22,73 29,8 19,5 16,85 19.75 26,2

50,6 39,9 35,8

17,9 27,6 36,4 12,25 17,1 19,65 7,41 10,25 12,6

34,4 19,25 12,7

15,5 9,66 7,32

19,3 13,85 10,25

26,65 21.7 16,0

43,7 36,1 25,5

3

7,25

11,6 6,91 3,98

15,9 8,93 5,02

91,0 59,9 47,8

111,0 136,8 77,5 102,0 61,42 84,0

н

17,4 9,74 5,1

20,6 6,07

20,5 11,6 6,08

4,46 3,45 2,99

110,0 65,1 39,7

150,0 88,7 56,4

170,0 103,0 68,7

20,3 14,2 10,3

508,7 373,95 13,75 22,0 684,15 498,34 8,35 13,0 934,0 699,87 5,25 7,65 18,2 10,1 5,32

82,5 54,0 41,3

5,98 4,63 4,12

9,05 7,25 6,46

13,8 11,43 10,3

17£ 13,2

32,3 24.0 17,6

44,0 33,0 23,5

32,3 24,0 17,6

44,0 33,0 23,5

165,26 136,28 101,74 74,79 231,88 187,94 136,83 99,6 319,8 248,6 186,8 139,97

2,8 1,67 1,05

4,39 2,61

5,96 3,5т 2,23

6,82 4,12 2,75

20,2 14,2 10,3

24,1 17,5 13,2

11,0 3245,2 2725,6 2034,76 1495,8 24,2 4637,6 3758,8 2736,6 1993,36 50,9 6395,88 4972 3735 2799,48

55,0 33,5

88,0 52,0 31,9

120,0 71,0 45,2

137,0 8Л5 55,0

5,05 3,55 2,575

6,025 8,075 11,0 4,375 6,0 8,25 3,3 5,875 4,4

43

8И О

о

к

43

о и в в

to

й

43 рэ О О

н в

Тип залежи

№ п/п.

ТИП

месторождения

9

1|

Ш«

Расстояния между скважинами,

У а | 100

1 1

Средний дебит с залежи, я м /сугп! и

Число скважин

П р о д о л ж е н и е т а б л . 10 Средний дебит одной 3 Срок разработки, лет скважины, л; /сутки

4

200

400

700

100

200

400

700

100

200

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

2,8 1,67 1,06

4,39 2,61 1,6

5,96 3,55 2,26

13,75 22,0 8,35 13,0 5,26 7,95

30,0 17,8 11,3

100

200

400

700

15

16

17

18

19

6,82 4,12 2,75

101,0 71,0 51,5

120,5 87,5 66,0

161,5 220,0 120,0 165,0 88,0 117,5

34,0 50,6 20,6 35,5 13,75 25,77

60,2 43,7 33,0

80,7 60,0 43,25

110.0 82,5 58,7

34,0 20,6 13,75

6,08 4,26 3,09

7,24 5,26 5,02

9,7 7,2 5,28

13,2 9,9 7,054

12,35 12,2 46,27 6,98 7,04 29,4 3,9 20,45 4,0

57,5 38,9 30,4

78,2 61,4 49,7

123,2 96,8 83,5

400 1 700

2

3

Малая проницаемость пласта

2 4 8

58,9 31,0 139,1 72,1 303,6 156,4

17,0 38,5 82,8

11,0 165,26 136,28 101,74 74,79 24,2 23Г,88 187,94 136,83 99,67 50,9 319,8 248,6 186,8 139,97

Большая пористость и коэфициент использования пор

2 4 8

58,9 139,1 303,6

31,0 72,1 156,4

17,0 38,5 82,8

и,о

24,2 50,9

Малая пористость и коэфициент использования пор

2 4 8

53,9 31,0 139,1 72,1 303,6 156,4

17,0 38,5 82,8

11,0 811,3 681,4 508,7 373,95 13,75 22,0 30,0 24,2 S 159,4 039,7 684,15 498,34 8,35 13,0 17,8 50,9 1598,97 1243 934,0 699,87 5,26 7,95 11,3

Большая вязкость нефти

2 4 8

58,9 139,1 303,6

31,0 72,1 156,4

17,0 38,5 82,8

11,0 24,2 50,9

Малая

2 4 8

58Г9 139,1 303,6

31.0 72Д 156,4

17,0 38,5 82,8

1 3 5

50 150 350

25 75 175

12,5 37,5 87,5

JQ

10 СЧ

К

11

се

ю о и

12 Q.

14

нефти

gas й

I ! и» к

СО

15

вязкость

со л

Условия основного типа месторождения

Условия основного 2 типа месторожде- 3 4 ния 6

204,32] 104,16 348,78' 177,39 483,72 244,86 749,6 380,64

680 940 1242

526 684 934

374 498 700,0

405 560 805

286 423 542

210 268 331

133,5 170 197

6,86 4,04 2,66

9,21 5,9 3,47

24,2 50,9

1645 1960 2130

1434 1700 1867

1119 1305 1436

826 964 1063

28,0 14,2 7,0

46,2 23,6 12,0

65,7 33,8 17,4

75,1 40,0 20,9

10,01 8,39 7,73

11,5 9,69 8,82

14,72 12,6 11,47

19,9 17,1 15,5

7,14 21,42 50

714 784 820

656 731 770

660 636 682

450 532 612

14,3 26,3 5,25 9,72 2,34 4,11

45,0 17.0 7,8

63,0 25,0 12,25

23,1 21,0 20,1

25,1 22,5 21,3

29,45 25,8 24,1

36,5 30,8 26,8

54,2 32,79 990 92,14 55,35 1090 125,99 74,67 1180 196,38 116,74 1260

895 980 1055 1118

745 805 859 S9S

582 623 665 685

4,86 3,12 2,44 U6B

13,8 8,74 6,84 4,59

17,8 11,3 8,88 5,81

16,62 18,36 22,1 16,75 20,4 15,1 13,94 15,6 19JG 13,05 14,75 18,32 .

it:

13

812 И60 1593

п.о

8,54 5,54 4,31 2,94

28,2 26,58 24,7 .24,0

со

X X

Примеры комплексного проектирования разработки

273

а) переменные числа скважин на промысле по мере последовательного обводнения ближайших к контуру рядов скважин; б) продолжительность разработки и объемы работ на промысле по этапам разработки — от момента выключения предыдущего ряда до момента выключения следующего ряда; в) площадь и число промыслов, учитывая размещение скважин по поверхности и уменьшение их числа в процессе разработки. Основываясь на гидродинамических расчетах, используем по табл. 8 данные о числе скважин на залежи (по рядам) по каждому из сопоставляемых вариантов разработки круговой залежи (средний тип). Кроме указанного числа рядов эта таблица включает в каждом варианте одну скважину, расположенную на своде залежи. Поэтому в ней в вертикальных графах показано во всех случаях условно на один ряд больше (1 сводовая скважина), чем это должно быть предусмотрено данным вариантом разработки. Для определения переменного числа скважин на промыслах, расположенных на территории залежи и осуществляющих ее разработку, необходимо, рассматривая каждый вариант отдельно, из общего числа скважин в данном варианте разработки последовательно вычитать число скважин первого ряда, затем второго и т. д. Например, при варианте разработки в 2 ряда с расстояниями между скважинами 100 м согласно гидродинамическим расчетам получаем в сетке разработки величину, равную 58,9 скважин *. Ясно, что в первый период (этап) разработки они, будучи в соответствии с принятым условием введены в эксплоатацию одновременно, работают до выключения первого ряда. Выключение же первого ряда, состоящего из 45,6 скважин (первый вариант), означает сохранение на промысле следующего количества работающих скважин: 58,9 — 4 5 , 6 = 13,3. Первый этап эксплоатации кончается в момент выключения первого ряда скважин. Оставшиеся 13,3 скважин будут работать в течение второго этапа разработки до выключения второго ряда скважин, состоящего из 12,3 скважин. Тогда в работе останется только одна скважина на своде. Между прочим продолжительность этого третьего этапа, когда работает одна скважина, составляет (см. табл. 9) более двух лет. Таким образом, по данному варианту разработки мы нашли, что числа скважин меняются по этапам эксплоатации: для первого этапа число скважин составляет 58.9, для второго—13,3, для третьего — 1. Этим же путем определим количества скважин по этапам эксплоатации по всем двенадцати вариантам эксплоатации круговой залежи. Они, естественно, будут резко отличаться друг от друга. Так, например, при варианте эксплоатации в 8 рядов с расстояниями между скважинами 100 ж получим по этапам разработки следующие переменные числа скважин: 303,6; 227,2; 162,5; 109,3; 67,2; 35,8; 14,8; 14,2; 1. Следовательно, этот вариант разработки характеризуется девятью этапами эксплоатации, отличающимися друг от друга числом скважин, т. е. объемом основных средств производства на промыслах. 1

Напоминаем, что дробные числа скважин в сопоставляемых расчетах получаются в результате деления длины окружности, в которой располагается данный ряд скважин, на принятое по варианту расстояние между ними, чем и определяется число скважин в каждом ряду.

274

Глава XIX

Полученные данные о переменных числах скважин по этапам каждого варианта разработки круговой залежи приведены в сводной таблице (табл. 11). Таблица 11 Число скважин по этапам эксплоатации (По мере обводнения рядов) Характеристика вариантов разработки расстояния число рядов между скваскважин жинами, м

Этапьi эксплоатации

I

II

III

2

100 200 400 700

58,9 31,0 17,0 11,0

13,3 7,7 4,8 3,6

4

100 200 400 700

139,1 72,1 38,5 24,2

74,1 39,1 21,5 14,0

8

100 200 400 700

303,6 156,4 82,8 50,9

227,2 117,7 62,9 39,2

IV

V

VI

VII

VIII

IX

1,0 1,0 1,0 1,0

——.

— — —

— — —

— — —

•— — —

— — —

30,4 16,7 9,8 6,9

7,7 4,8 3,4 2,8

1 1 1 1

—. —

— — —

67,2 36,1 20,G 13,8

35,8 19,9 12,0 8,5

14,8 8,9 6,0 4,7

162,5 109,3 84,8 57,7 46,0 31,9 29,1 20,6

— — —— 4,2 3,1 2,6 2,3

_ — — 1 1 1 1

Однако каждый этап эксплоатации не может дать полного представления обо всем объеме промысловой работы только по количеству скважин. Этапы эксплоатации различаются между собою также и по их продолжительности. Ясно, что чем меньше рядов в системе разработки» тем при прочих равных условиях продолжительнее действие каждого ряда. Увеличивается срок этапа, т. е. периода времени с неизменным числом действующих скважин на промысле К Данные о продолжительности работы каждого ряда скважин даны в предыдущем параграфе — см. табл. 9. Прежде чем использовать эти данные для дальнейших расчетов объема работ в процессе эксплоатации, определим по этим данным продолжительность каждого этапа разработки по всем сопоставляемым вариантам. Ниже в табл. 12 даются данные о продолжительности эксплоатации по этапам (в годах), которые найдены элементарным путем: делением дней этапа разработки на 365. В последней графе таблицы приводится общий период разработки. Дальнейший расчет так же прост. Последовательно перемножая число скважин по каждому этапу на величину, равную сроку их работы, находим объем работ для каждого этапа эксплоатации. Так, например, для первого этапа варианта разработки «4 ряда — 100 м» находим объем работы: 139,1 • 4,24 = 589,78 скважино-лет (с округлением — 590). 1

Осложняющий момент: остановки скважин из-за смены режима или ремонта их в нашем сравнительном расчете не имеют значения, так как при сопоставлении вариантов разработки принимается один и тот же коэфицнент эксплоатации фонда скважин.

Примеры комплексного проектирования разработки

275

Т а б л и ц а 12 Продолжительность эксплоатации по этапам (в годах) Характеристика вариантов разработки расстоячисло ния межрядов ду скваскважин жинами, м

2

4

8

О, РЭ CQ

О. О)

I

II

III

IV

V

VI

VII

VIII

IX

Р S СО «о

100 200 400 700

10,82 12,61 16,45 22,20

7,40 9,47 13,84 19.74

100 700

4,24 4,89 6,23 8,27

3,84 4,63 6,03 8,17

3,34 4,27 5,81 8,12

2,26 3,21 5,48 7,95

0,49 0.49 0,49 0.49

100 200 400 700

1,78 2,05 2.64 3,57

1.63 2,02 2,49 3,34

1,43 1,81 2,33 3,23

1,22 1,57 2,21 2,98

1,18 1,53 2,08 2,67

200 400

ев

Этапы эксплоатации

2,04 2,04 2,04 2,04

20,26 24,12 32,33 43,98 14,17 17.49 24,04 33,00 1,15 1,50 1,98 2,63

1.06 1,45 1,92 2,53

0,76 1,25 1,87 2,46

0,07 0,07 0,07 0,07

10,28 13,24 17,59 23,48

Перенесем полученные данные в таблицу. Ниже дается объем работ на промыслах по этапам эксплоатации по всем сопоставляемым вариантам, причем в последней графе таблицы приводится общий объем работы за весь срок эксплоатации по каждому варианту в скважино-годах (табл. 13). Таблица Объем работ на промыслах по этапам экеплоатацни (скважино-лет) Характеристика вариантов разработки расстоячисло ния межрядов ду скваскважин жинами, м 100

2

200

400 700 100

4

200 400

700 100

8

200 400

700

Этапы эксплоатации

13

Всего

скважино-лет I

II

III

638.0 391.0 279,5 244,2

98.4 72,9 66,4 71,0

2,04 2,04 2.04 2,04

590,0 284,5 353,0 181,5 240.0 120,8 200,0 114,3

101,5 71,2 56,8 56,0

540,5 370,0 211,0 320,5 237,5 153,6 219,0 157,0 107/2 182,0 130,9 94,0

IV

V

— — ___

— — —

17,4 15,42

0,49 0,4!)

18 66 0,49 22,3 0,49 133,4 90,5 70,61,3

79,3 55,2 42,8 36,8

VI

— —

VII VIII

— — —

— — —

IX

—— — —

•—-

41,2 29,8 23,7 22,4

738,44 465,94 347,94 317,24

— —

— — —

— —

993,89 621,61 445,75 393,01)

15,7 12,9 И.5 11,9

3,19 3,83 4,87 5,65

0,07 0,07 0,07 0,07

1394,36 903,95 636,54 545,02

а в

—„ .—.

2

276

Глава XIX

В гл. XVIII мы отмечали, что в условиях промыслового хозяйства большую роль в организации труда играет не только количество скважин, но и степень плотности сетки разработки. Для этой цели определим плотность сетки скважин по пласту и по поверхности для последующего расчета общей площади промыслов, а затем и для определения целесообразного для организации разработки залежи числа промыслов. Средняя плотность сетки разработки по пласту была определена делением площади нефтеносности залежи (600 га) на соответствующее каждому варианту общее число скважин в сетке разработки по табл. 11. Для расчета общей промысловой площади и средней площади, приходящейся на одну скважину по поверхности, принималось, что граница промысла проходит за внешним рядом скважин на расстоянии, равном 180—210 м. В табл. 14 приводятся полученные данные о площади промыслов и вычисленная на основе последних средняя плотность сетки скважин по поверхности. Таблица

14

Плотность сеток скважин и общая плотность промыслов Характеристика вариантов разработки число рядов скважин

2

4

3

Средняя плотность Общая плоСредняя плотность сетки скважин по щадь просетки скважин по поверхности, мыслов, пласту, га/с.кв расстояния ме жду га га/скв скважинами, м 100 200 400 700

10,20 19,60 35,40 59,70

4,43 8,43 15,36 23,72

261

100 200 400 700

4,32 8,32 15,00 24,80

3,26 630 U.F0 18,75

453

100 200 400 700

1,98 3,85 7,24 11,78

1,98 3,8 т 7,24 11,78

600

Для перехода к расчетам затрат труда необходимо кроме полученных данных найти число промыслов. Ясно, что число промыслов оудет меняться не только в зависимости от числа скважин и числа рядов при данном варианте разработки, но и от времени эксплоатации, поскольку предполагается последовательное обводнение рядов скважин в связи с продвижением контура водоносности и выхода скважин из эксплоатации. Уменьшение числа рядов из-за обводнения скважин в ходе эксплоатации (по этапам), естественно, вызывает в ряде случаев необходимость перестройки промыслового хозяйства. В связи с этим мы определяли число промыслов также по этапам эксплоатации с учетом необходимости сохранения территориальной компактности каждого промысла. Это означает, что не всякое выключение рядов вызывает уменьшение числа промыслов.

Примеры комплексного проектирования разработки

277

Таким образом, были рассчитаны основные необходимые данные по объему работ на промыслах с учетом особенностей вариантов разработки и отдельных этапов (число скважин, расстояния между ними). Эти данные позволяют нам теперь перейти непосредственно к расчету экономических показателей разработки. Для определения затрат труда в добыче нефти по этапам и в целом на разработку месторождения необходимо разграничить затраты труда непосредственно занятых в добыче нефти рабочих от прочих вспомогательных рабочих и инженерно-технического и управленческого персонала. Если, как мы показали выше, при исследовании экономики размещения скважин (фиг. 88) первая категория рабочих поставлена нами в зависимость от свободной площади, приходящейся на одну скважину, то затраты труда второй категории рабочих и инженерно-технического и управленческого аппарата поставлены нами в зависимость от числа скважин на одном промысле, а следовательно, и от числа промыслов, связанного также, как мы только что показали, со средней плотностью сетки по поверхности. Используем для расчета следующее уравнение зависимости:

где Р —число непосредственно занятых в добыче рабочих; F—свободная площадь, приходящаяся на одну скважину, га. Подставляя последовательно значения показателя F, соответствующего каждому варианту разработки, находим Р для всех вариантов. Например, для варианта «2 ряда—100 м» /7 = 4,43 га находим, что Я = 0,8-4,43°"+0,5-г-3,02 чел. на скважину. В связи с тем, что этот показатель не зависит от числа скважин на промысле или в сетке разработки, он не меняется по этапам эксплоатаиии. Поэтому до конца эксплоатации залежи мы считаем непосредственно занятых рабочих по данному варианту разработки, исходя из уд. расхода на одну скважину в среднем, — 3,02 чел. То же значение можно найти по фиг. 94. Теперь, зная, что при данном варианте разработки промышленный запас залежи извлекается за 20,26 лет с общим объемом работ, равным 738,44 скважино-лет (табл. 15), находим общие затраты труда непосредственно занятых в добыче нефти рабочих: 738,44 х 3,02 = 2275 человеко-лет. Соответственно найденные таким путем (по уравнению или по фиг. 94) значения показателя Р и общих затрат труда рабочих этой категории по всем вариантам разработки приведены в табл. 15. При рассмотрении табл. 15 обращает на себя внимание то обстоятельство, что при любом числе рядов по затратам труда непосредственно занятых в добыче нефти рабочих в наилучшем положении находятся варианты разработки со средними значениями расстояний между скважинами в ряду — 200 и 400 м. Варианты же разработки 100 и 700 м по данной категории рабочих требуют больших затрат труда, чем варианты, предусматривающие 200—400 ле. При последних вариантах эффективнее (с точки зрения трудоемкости) соотношение плотности сетки скважин и срока разработки.

278

Глава XIX Таблица

15

Общие затраты труда непосредственно занятых в добыче нефти рабочих при различных вариантах разработки Характеристика вариантов разработки число рядов скважин

Число рабочих на одну скважину, Р расстояния между скважинами, м

Объем работ, скважинолет

Затраты труда рабочими за весь срок разработки, человеко-лет

i

2

100 200 400 700

3,02 4,40 6,15 7,95

738,44 4G5.94 347,94 317,24

2275 2050 2140 2523

4

100 200 400 700

2,6 3.8 5,3 6,9

993,89 621,61 445,75 393,09

2587 23fcO 2360 2713

100 200 400 700

1,9 2,85 4.05 5.3

1394,36 903,95 636,54 515,02

2547 2580 2380 2890

8

Перейдем к определению затрат труда вспомогательных рабочих и инженерно-технического и управленческого персонала. Точно так же, как и по предыдущему показателю Р, используем два метода расчета: уравнения или соответствующие им номограммы (см. фиг. 95). Уравнения зависимости затрат труда от числа скважин на одном промысле таковы: 17 р _ 23 „ р ,0,8 " с — —ггг~ И

,0,8

п

где Рс—количество инженерно-технического и управленческого персонала (служащих), приходящееся на одну скважину; Рв—количество вспомогательных рабочих, приходящееся на одну скважину; п—число скважин на одном промысле. Путем подстановки абсолютных значений в эти уравнения можно найти показатели Рс и Р в по всем вариантам разработки и этапам эксплоатации. Приведем пример использования номограммы (см. фиг. 95). Вариант разработки «2 ряда — 100 м» имеет в сетке разработки в первом этапе 59 скважин (см. табл. 11). При плотности сетки 4,43 га (см. табл. 14) для осуществления разработки по данному варианту достаточно одного промысла. По номограмме, изображенной на фиг. 95, находим, что для первого этапа Р R =0,64 чел. на одну скважину, а Р с = 0 , 9 3 чел., итого Р в + ^ с = 1,57 чел. на одну скважину. Для второго этапа эксплоатации по этому варианту соответственно находим по номограмме сумму Р в + Р с =4,44. Поскольку ранее мы нашли объем работ, выраженный в скважиногодах, по всем вариантам разработки и этапам эксплоатации (табл. 13) легко определить текущие и суммарные затраты труда этих категорий

Примеры комплексного проектирования разработки

279

работников. Так, например, затраты труда работников этих категорий для первого этапа варианта разработки «2 ряда — 100 м» составляют 1,57 чел/скв X 638,0 скважино-лет = 1004 человеко-лет. Ниже приводятся общие результаты расчетов затрат труда работников этих категорий по всем вариантам разработки круговой залежи (табл. 16).

100

Этапы эксплоатации Показатели

число рядов скважин расстояния между скважинами, м

Характеристика вариантов разработки

400

100

200

790

7,75

39,75

566

81

11,3

463

V

IV

VII

VIII

IX

1523

1

1664

39,75

751

81

14,30

39.75

1950

81

2416

1,28

2,64

7,75

39,75

364

268

135

19

394

VI

39,75 81

Затраты труда на 1 сква1,31 2,17 жину Всего на этап

III

438

1320 1015

Затраты труда на 1 сква• 1,34 жину Всего на этап

4

1118

Затраты труда на 1 сква5,4 жину Всего на этап

i

1017

Затраты труда на 1 сква4,0 жину Всего на этап

700

1004

Затраты труда на 1 сква2,6 жину Всего на этап

2

11

Затраты труда на 1 сква1,57 4,44 жину Всего на этап

200

I

Всего затрат труда 1 на разработку

|

Т а б л и ц а 16 Затраты труда вспомогательных рабочих, инженерно-технического и управленческого персонала по этапам эксплоатации круговой залежи (чел.-лет)

4,1 292

11,3 174

1576

39,75 19

1342

Глава XIX Продолжение

Показатели

Этапы эксплоатации

I

II

III

IV

V

3,43

6,45

14,95

39,75

528

445

367

279

Затраты труда на 1 сква3,12 жину

4,54

8,55

624

520

478

387

19

Затраты труда на 1 сква1,2 жину

1,2

1,2

0,94

1,38

443

253

126

VI

VII

VIII

IX

1

число рядов скважин расстояния между скважинами, м

Характеристика вариантов разработки

т а б л . 16 Всего затрат труда i на разработку 1

280

400

Затраты труда на 1 сква2,20 жину Всего на этап

4

700

Всего на этап

100

Всего на этап

8

200

Затраты труда на 1 сква1,60 жину Всего на этап

400

513

1638

17,35 39,75 2028

2,32

4,42

12,65

110

96

69,5

40,3

0,2

15,0

39,75

39,75

1,56

2,06

1,60

2,32

3,6

6,95

371

316

145

128

107

89,5

58,3

0,2

2,56

1,9

2,56

3,46

5,18

9,57

17,45

39,75

402

204

180,5

148,5

123

110

84.8

0,2

Затраты труда на 1 сква1,76> 3,6 жину

2,76

3,46

4,72

7,0

260

212,5

173,5

153

Всего на этап

1786

1728

i

Затраты труда на 1 сква2,08 жину Всего на этап

700

648

19

455

320

472

11,6 138

20,5

39,75

115,8

0,2

1708

1848

Теперь сложим полученные значения затрат труда рабочих, занятых непосредственно в добыче нефти (табл. 15), с затратами труда вспомогательных рабочих, инженерно-технического и управленческого персонала (см. табл. 16). Общие затраты труда при эксплоатации залежи сведены в табл. 17.

Примеры комплексного проектирования разработки

281

Т а б л и ц а 17 Общие затраты труда работников, занятых эксплоатацией залежи при различных системах разработки (человеко-лет) Характеристика вариантов разработки

Затраты труда Затраты труда Затраты труда вспомогательных непосредственно работников, зазанятых в добыче рабочих, инж.-тех- нятых эксплои управ- атацией залежи число рядов расстояния между нефти рабочих (за нического ленческого персовесь срок) скважинами, м скважин (всего) нала (за весь срок)

2

4

8

100 200 400 700

2275 2050 2140 2523

1523 1664 1950 2416

3798 3714 4090 4939

100 200 400 700

2587 2360 2360 2713

1576 1342 1638 2028

4163 3702 3998 4741

100 200 400 700

2(547 2580 2580 2890

1786 1728 1708 1848

4433 4303 4288 4733

Затраты труда работников, занятых эксплоатацией залежи в продолжение всего срока разработки, имеют две особенности: во-первых, в наилучшем положении по абсолютному уровню затрат труда оказываются средние варианты разработки — по расстояниям между скважинами (200 и 400 ж), что было отмечено и при рассмотрении табл. 15; во-вторых, величины затрат труда по вариантам разработки в большинстве случаев показывают небольшие изменения, а именно» в пределах 2—10%, в некоторых случаях достигая 25—30%. Значение уменьшения числа скважин по ряду вариантов разработки с точки зрения трудоемкости эксплоатации залежи нивелируется в определенной степени удлинением срока разработки залежи (по тем же вариантам). Положение изменится, если мы к этим затратам труда при эксплоатащш залежи присоединим затраты труда работников бурения, осуществляющих разбуривание залежи по сетке, предусмотренной вариантами разработки. Напомним, что рассматриваемый тип месторождения характеризуется определенными условиями бурения, средней трудоемкостью, при стоимости бурения одной скважины, включая ее оборудование, 500 тыс. руб. Зададимся следующими условиями бурения для всех вариантов разработки данной залежи: продолжительность бурения одной скважины — 2 мес. (в год 6 скважин), среднее число постоянно действующих буровых станков в конторе бурения — 10. По фиг. 91 находим, что при таком объеме работ в конторе бурения в среднем уд. расход рабочей силы на один станок в год составляет 58 чел. Следовательно, учитывая, что один буровой станок успевает пробурить б скважин в год, на одну скважину приходится 9,66 работников, занятых в бурении. Теперь, зная число скважин в сетке по каждому варианту разработки, легко найти затраты труда на полное разбуривание сетки.

282

Глава XIX

Так, при варианте разработки «2 ряда — 100 м» затраты труда на разбуривание составляют 58,9 • 9,66 = 570 человеко-лет. Ниже в табл. 18 приводятся затраты труда на разбуривание залежи и ее эксплоатацию за весь срок разработки по всем вариантам и 1 вычисленная на этой основе производительность труда (табл. 18). Таблица Затраты труда на разбуривание и эксплоатацию круговой залежи и

18

Число скважин, п

Станко-лет на разбуривание сетки скважин

Затраты труда на разбуривание залежи (всего человеко-лет)

Затраты труда на эксплоатацию залежи (всего человеко-лет)

Затраты труда тга разработку залежи (всего человеко-лет)

Производительность труда (тонн на 1 чел.-год)

производительность труда при различных вариантах разработки

100 200 400 ТОО

58,9 31,0 17,0 11,0

9.83 5,17 2,83 1,83

570 300 164 106

3798 3714 4090 4939

4368 4014 4254 5045

1375 1500 1410 1190

200 400 700

юо

139,0 72,1 38,5 24,2

23,15 12,02 6,42 4,03

1344 697 373 234

4163 3702 3998 4741

5507 4399 4371 4975

1092 1365 1375 1208

100 200 400 700

303,6 156,4 82,8 50,9

50,5 26,0 133 8,48

2930 1510 802 493

4433 4308 4288 4738

7363 5818 5090 5231

816 1032 1180 1143

Характеристика вариантов разработки число рядов расстояния между скважин скважинами, м

2

4

8

Таким образом, мы получили данные по производительности труда на разработку залежи по всем вариантам разработки. При определении размеров капитальных вложений нами был использован метод построения макетов промыслов (см. гл. XVII, § 4). По всем вариантам разработки нашей типовой круговой залежи были найдены: а) объемы капиталовложений в бурение скважин по сетке разработки, подсчитанные по типовым проектам и сметам бурения, включая стоимость эксплоатационного оборудования скважин; б) объем промыслового строительства по макетам промыслов, учитывающим плотность сеток скважин; в) общие размеры капиталовложений в разработку залежи и их эффективность на тонну нефти. Стоимость бурения типовой скважины предрешена условиями данного типа месторождения. В табл. 5 показана эта цифра—500 тыс. руб. (включая стоимость эксплоатационного оборудования скважины). Зная число скважин в сетке по вариантам разработки, легко определить объемы соответствующих капиталовложений в бурение и обо1

Суммарная добыча нефти по всем вариантам разработки (за весь срок) равна промышленному запасу залежи.

Примеры комплексного проектирования разработки

283

рудование скважин. Так, например, для варианта «2 ряда — 100 м» стоимость разбуривания всей сетки скважин (включая их оборудование) составляет 58,9 X 500,0 тыс. руб. = 29,45 млн. руб. После определения по всем вариантам разработки объема капиталовложений в бурение и оборудование скважин необходимо, пользуясь макетами промыслов, определить капиталовложения в промысловое строительство. Для удобства расчетов используем кривую зависимости капиталовложений в промысловое строительство за исключением скважин (см. фиг. 96). Перейдем непосредственно к расчетам. Возьмем тот же вариант «2 ряда— 100 м»; по фиг. 96 находим, что по этому варианту средней плотности сетки скважин по поверхности — 4,43 га/скв — соответствуют затраты на промысловое строительство, составляющие в среднем 65 тыс. руб. на одну скважину. На всю сетку скважин по данному варианту разработки это составит 65,0 тыс. руб. X 58,9 = 3838 тыс. руб. При варианте «2 ряда — 700 м» при средней плотности сетки скважин по поверхности 23,72 га/скв затраты в промысловое строительство в среднем на одну скважину составят 134 тыс. руб., т. е. в 2 раза больше, чем в предыдущем случае. В целом это составляет следующий объем капиталовложений в промысловое строительство: 134 тыс. руб. X И = 1473 тыс. руб. Таким образом рассчитываются капитальные вложения по всем вариантам разработки. Перенесем полученные результаты в сводную таблицу капитальных вложений при различных вариантах разработки (табл. 19). Т а б л и ц а 19 Капитальные вложения и их эффективность при различных вариантах разработки круговой залежи Капитальные вложения (тыс руб.)

Характеристика вариантов разработки

на бурение число расстояния и оборудорядов между сква- вание скважин скважин жинами, if

2

4

8

Эффективность на промысловое строикапиталотельство всего затрат вложений, руб/т в разрана одну нефти ботку всего скважину

100 200 400 700

29 450 15500 8500 5 500

65 86 111 134

3838 2 668 1 886 1437

33 288 18 168 10386 6 973

5,54 3,03 1,73 1,16

100 200 400 700

69 500 36 050 J9 250 12 100

58 76 99 122

8060 5480 3817 2 953

77 560 41530 23 037 15053

12,94 6,92 3,84 2,51

151 800 78 200 41400 25450

48 62 80 99

14560 9 690 6630 5 040

166300 87890 48030 30 490

27,70 14,65 8,00 5,08

100 200 400 700

284

Глава XIX

В последней графе таблицы даются показатели эффективности капиталовложений на 1 г нефти при варианте суммарной добычи нефти в 6 млн. т. Перейдем к расчету затрат металла на разработку залежи. Расход металла на обсадные и эксплоатационные трубы в скважинах подсчитывался по проектам бурения типовых скважин, исходя из числа скважин, предусмотренных вариантами разработки, В нашем случае зададимся весом конструкции скважины в 75 т. Тогда при бурении 59 скважин по варианту разработки «2 ряда — 100 м* должно пойти металла (на трубы): 58,9 X 75 (г) = 4425 т, В варианте, например, «8 рядов — 100 м» соответственно 303,6 X 75 (т) = 22 750 т и т. д. Затем по макетам промыслов был определен размер затрат металла на поверхностное оборудование промыслов (гл. XVII, § 5). Точно так же, как это было сделано в отношении капитальных вложений, материал макетов промыслов был изображен графически в виде кривой зависимости расхода металла на поверхностное оборудование промысла в среднем на одну скважину от плотности сетки, выраженной в гектарах на одну скважину (в среднем). Эта кривая изображена на фиг. 97. Пользуясь этой кривой, можно определить, например, что: 1) для варианта «2 ряда —100 м» расход металла на промысловое поверхностное оборудование составляет при плотности сетки 4,43 еа/скв в среднем 11,5 т/скв; 2) для варианта «2 ряда — 100 ж» при плотности сетки 8,43 га/скв расход металла соответственно составит в среднем 15 т/скв. Полученные данные по затратам металла в разработку залежи сведены в общую таблицу (табл. 20). Т а б л и ц а 20 Затраты металла на разработку залежи в целом и на 1 m нефти при различных вариантах разработки Характеристика вариантов разработки число рядов скважин

2

4

8

Затраты металла (пг труб)

на промысловые обърасстояния на бурение екты по коммуникации и оборудомежду вание скважинами, на одну скважин всего м скважину

всего затрат в разработку

Затрат металла на 1 m нефти, кг

100 200 400 700

4 425 2 325 1 276 825

11,5 15,0 19,0 22,5

678 465 323 248

5103 2790 1599 1073

0,85 0,46 0,27 0.18

100 200 400 700

10430 5420 2 890 1810

10,0 13,0 17,5 20,5

1390 936 673 497

11820 6 356 3 563 2 307

1,97 1,06 0,59 0,38

100 200 400 700

22 750 11700 6 220 3824

8,5 11,0 14,0

2580 1720 1160 890

25330 13420 7 380 4 714

4,23 2,24 1,23 0,78

Примеры комплексного проектирования разработки

285

В последней графе таблицы приводятся затраты металла на 1 т нефти при суммарной добыче нефти за весь срок разработки в б млн. т. Далее был проведен расчет эксплоатационных затрат (издержек производства) по всем вариантам разработки. На основе методики, изложенной выше (гл. XVII, § 6), нами были определены: а) затраты на эксплоатацию одной скважины в год по вариантам разработки (без амортизации); б) эксплоатационные затраты на разработку месторождения — по этапам и в целом (без амортизации); в) общие затраты на эксплоатацию месторождений (включая амортизацию скважин); г) промысловая себестоимость по вариантам разработки. Для расчета затрат на эксплоатацию одной скважины в год (без амортизации) можно использовать уравнение зависимости этого показателя от количества скважин на одном промысле и от плотности сетки скважин:

где D —эксплоатационные затраты на одну скважину в год, тыс руб.; п — число скважин на одном промысле; F—свободная площадь, приходящаяся на одну скважину, га. Так, например, для подсчета эксплоатационных затрат на одну скважину в год для варианта «2 ряда — 100 м» подставляем значения числа скважин (п = 58,9) и плотности сетки (F = 4,43 га) и получаем для первого этапа разработки

£)==-.44 Ig58,9-Hl6x4,43 0 > 1 3 = 62,5 тыс. руб. в среднем на скважину в год. Для второго этапа разработки по этому варианту получаем £> = _ 4 4 lg 13,3+ 116 Х4,43 О | 1 3 = 91,5 тыс. руб. и т. д. Вместо составления уравнения можно воспользоваться номограммой, изображенной на фиг. 98 (стр. 253). Примем, что по варианту разработки «4 ряда — 700 МУ> В первом этапе эксплоатации будут работать 24 скважины (см. табл. 11) при средней плотности сетки по поверхности 18,75 га на скважину. Чему равно D? Находим на фиг. 98 по кривой / абсолютное значение — 44 Ign (см. нижнюю шкалу п и левую шкалу —44 lgrc), которое составляет 62,5 тыс. руб., а затем по кривой 2 — абсолютное значение + 116 F0' (см. верхнюю шкалу/ 7 и правую шкалу + 116 F)>v ) , равное 170 тыс. руб. Эксплоатационные затраты составят на скважину в среднем за год 170,0 — 6 2 , 5 = 108,5 тыс. руб. Таким способом можно определить этот показатель D по асем вариантам разработки и этапам эксплоатации. Теперь, зная изменение объема работ и продолжительности каждого этапа, выраженных в скважино-годах по этапам эксплоатации, а также

Глава XIX

286

Затраты на эксплоатацию (без амортизации) по Характеристика вариантов разработки количе- расстояния между ство рядов скважинами, скважин м 100

Показатели И

Затраты на скважину в год Всего на этап

200

Затраты на скважину в год Всего на этап

400

Затраты на скважину в год Всего на этап

700

Затраты на скважину в год Всего на этап

100

Затраты на скважину в год Всего на этап

200

Затраты на скважину в год Всего на этап

400

Затраты на скважину в год Всего на этап

700

Затраты на скважину в год Всего на этап

100

Затраты на скважину в год Всего на этап

200

Затраты на скважину в год Всего на этап

8

400

Затраты на скважину в год Всего на этап

700

Затраты на скважину в год Всего на этап

62,5 39875 87,5 34212,5

III

133,0 9003,6

271,32

115,5

145,5

8420

296,82

111,0

135,5

153,0

31024,5

8997,2

322,32

129.5

150,0

167,5

31 6U

10650

341,7

54,5

53,5

70,0

32155,0

15220,8

7105,0

66,0

77,5

93,5

14066.2

6657,2

23298 90,0 21600

101,5 13174,7

6617,2

П9.0

133,5

13601,7

7476,0

43,0

43,0

43,0

23241,5

15910,0

9073,0

61,0

60,0

72,0

108,5 21700

19550,5 79,0 17301 98,5 17927

14250 84,0 13188 102,5 13417,2

11050,2 77,0 8254,4 95,5 8977

Примеры комплексного проектирования разработки

287 Т а б л и ц а 21

этапам эксплоатации круговой залежи (тыс. руб.)

Этапы разработки IV

V

—

VI

VII

VIII

IX

_

_

_

__

Всего затрат на эксплоатацию залежи

—

—

—

—

—

—

49149,9

—

—

—

—

—

—

—-

—

—

—

—

—

—

42929,3

—

—

—

—

—

—

—

—

—

—

—

—

— — — —

•

—

—

—

—

—

•

40344,0

—

•

—

—

— 42602,7

—

—

97,5

128,0

—

-—

—.

1696,5

62,7

—

—

—

117,5

140,0

—

1811,8

68,6

—

—

—

137,0

152,0

—

—-

—

, 2556,4

74,0

—

—

—

149,5

162,0

—

—

3363,8

79,4

—

—

—

36,5

46,0

58,0

74,5

99,5

119,0

—

4869Д

3547,8

2889,6

1169,7

317,4

8,33

60626.4

61,5

71,0

81,0

97,0

117,5

131,0

—

5555,8

3919,2

2413,8

1251,3

455,9

84,0

92,0

102,5

116,5

132,0

5913,6

3937,6

2429,2

1339,8

642,8

102,0

110,5

119,5

130,5

143,0

6252,6

4066,4

2876,8

1553,0

808,0

—

56240,0

—

—

•—

—

45901,8

—

—

—

44022,8

—

—

—

46190.9

—

9Д7 142,5 9,98 153,5 10,74

58466,0 — 53016,4 — 55688,7

288

Глава XIX

соответственно уровень D, легко подсчитать суммарные издержки по этапам и в целом по всем вариантам разработки. Результаты такого подсчета сведены в табл. 21. Данные табл. 21 позволяют перейти к подсчету общих эксплоатационных затрат на разработку залежи. Для этого к суммарным издерж кам производства в целом за время разработки по каждому варианту необходимо присоединить соответственную величину капитальных вло жений. Эти вложения (см. табл. 19) составили основные фонды раз работки месторождения, которые по нашим условиям расчета полностью амортизируются за время разработки месторождения. Поэтому они входят в совокупные издержки производства и при пересчете на единицу продукции включаются в промысловую себестоимость добычи тонны нефти. Ниже приводится расчет общих эксшюатационных затрат на разработку месторождения, включая амортизацию скважин при различных вариантах разработки (табл. 22). Таблица

22

Общие затраты на эксплоатацню при различных вариантах разработки Круговой залежи Характеристика вариантов разработки количество рядов скважин

Текущие затраты на эксплоатацию расстояния за все время между сква- разработки, тыс. руб. жинами, м

Затраты в капитальное строительство промыслов» тыс. руб.

Общие затраты на эксплоатацию (включая амортизацию), тыс. руб.

2

100 200 400 700

49149,9 42929,3 40344,0 42602,7

33288 18168 10386 6973

82437,9 61097,3 50730,0 49575,7

4

100 200 400 700

56240,0 45901,8 44022,8 46190,9

77 560 41530 23 067 15 053

133Р00.0 87432,0 67090,0 61244,0

8

100 200 400 700

60526,4 58466,0 53016,4 55688,7

166360 87890 48 030 30490

226986,4 146356,9 101046,4 86178,7

Таким образом, мы закончили все экономические расчеты по методике, разработанной и изложенной выше в разделе «Экономические основы разработки». Дадим теперь сводку основных показателей разработки круговой залежи (табл. 23). Таковы главные показатели по основному типу месторождения. Аналогично были рассчитаны экономические показатели вариантов разработки по всем 19 типам месторождений. Ввиду обширного цифрового материала приведем в табл. 24 результаты расчета издержек производства (себестоимости) на тонну нефти при различных системах разработки по всем 19 типам месторождений.

Примеры комплексного проектирования разработки

289

Таблица

23

Число рядов скважин

Сводка основных экономических показателей разработки круговой залежи (600 га) при различном размещении скважин Затраты на тонну Производинефти тельность труда, капитальных металла» т/чел/год вложений, кг руб.

Расстояния между скважинами, м

Количество скважин

Среднегодовая добыча, тыс. т

2

100 200 400 700

59 31 17 11

295,2 248,8 185,0 126,4

1375 1 500 1410 1 190

5,5 3,0 1J 1,2

0,85 0,46 0,27 0,18

4

100 200 400 700

139 72 38 24

423,4 343Д 249,6 181,9

1092 1365 1375 1 208

12,9 6,9 3,8 2,5

1,97 1,06 0,59 0,33

8

100 200 400 700

304 156 83 51

583,6 453,2 341Д 255,5

816 1032 1 180 i 148

27,7 14,0 8,0 5,1

4,23 2,24 1,23 0,78

Анализ издержек производства (по табл. 24) будет дан ниже при оценке системы разработки месторождения (§ 5), а также при выборе рационального размера добычи нефти по отдельным месторождениям зоны (гл. XX). Данные таблицы явятся исходным материалом расчета. Далее материал по издержкам производства (табл. 24) будет использован нами для анализа влияния различных факторов разработки на выбор рациональной степени сгущения сеток скважин (гл. XXI), прп прочих равных условиях эксплоатации месторождений. § 5. АНАЛИЗ КРИВЫХ И ОЦЕНКА СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ ПО ПРОМЫСЛОВО-ЭКОНОМИЧЕСКИМ ПОКАЗАТЕЛЯМ

1. Оценка добычи нефти Приведенные в результате гидродинамических и экономических расчетов (§ 3 и 4) проекты разработки типовых месторождений резко отличаются друг от друга по экономическим показателям. Если взять для экономической оценки какое-либо одно из 19 месторождений, скажем, основное — к р у г о в у ю з а л е ж ь , характеризуемую с р е д н и м уровнем всех показателей, то при сравнении различ ных проектов разработки прежде всего следует обратить внимание на следующие моменты: 1) в зависимости от числа скважин, их расстановки и расстояний между рядами меняются срок выработки месторождения, а следовательно, и текущая добыча нефти (по годам, среднегодовая); 2) с изменением числа скважин и степени уплотнения сетки меняются стоимость разработки месторождения, объемы и направление промыслового строительства, затраты труда в бурении, в сооружении промыслов и подсобного хозяйства;

Издержки производства (себестоимость)

Т а б л и ц а 24 на тонну нефти при различных системах разработки по 19 месторождениям разных типов Количество рядов скважин 8

Тип месторождения и его условное обозначение е "с"

100

10 11 12 13 14 15 16 17

Круговая залежь Малая вязкость нефти (MB) Большая вязкость нефти (БВ) . . . Большая проницаемость пласта <БП) Малая проницаемость пласта (МП) Большая мощность пласта (БМ) Малая мощность пласта (ММ) Большая пористость х коэфициент использования пор (Ва) . Малая пористость х коэфициент использования пор (Ма) Малое расстояние до контура питания (МКП) Большое расстояние до контура питания (БКП) Большая площадь (БПл) Малая площадь (МПл) Низкие эксплоатационные затраты (НЗ) . . . Высокие эксплоатационные затраты (ВЗ) . . . Низкие капиталовложения (НК) Высокие капиталовложения ( В К ) . . . . . . . .

18

Овальная форма (овал)

19

Лолосообразная форма (полоса)

2 3 4 5 б 7 8

Расстояния между скважинами,

. . .

200

100 100 71,2 64,5 169,0 189,0 55,4 47,3 338,5 381,0 33,4 33,3 250,5

400

700

100

100 57,8 208,8 40,4 438,3 33,4 250,9

КО 53,5 255,0 35,6 443,9 24,1 250,6

100 84,1 140,8 68,5

87,8

91,6

200

400

100 100 78Л 69,6 180,4 223,8 60,6 50,7 273,9 309,7 362,1 33,3 33,4 33,4 249,8 250,5 250,4

700

100

200

400

700

100 83,6 187,9

100 77,9 248,6

100 100 100 95,0 88,6 64,4 124,5 146,3 252,3 80Д 70,0 43,4 402,6 208,9 2592 33.3 33,3 33,3 249,8 248,9 250,7

60,6 309,9 33,3 249,4

63,9

71,5

78,8

194,3 171,5 148,0 132,8 £35,2 81,8 82,3 90,2 97,8 83,9 118,2 118,6 114,3 113Д 120,8 240,6 208,? 186,7 179,0 ЗС4.3 602,3 895,7 1313,1 1654,7 242,2 64,9 70,2 60.2 575О 79,0 170,3 159,7 179,6 142,0 77,7 69,8 84,7 186,1 56,5 89,5 180,9 159,5 141,1 128,2 215,9

210,6 180,6 157,2 271,3 239,6 84,8 92,4 107,0 90,8 89,3 120,9 121,6 (21,3 122,3 125,9 275,6 241,1 223,3 368,1 314,7 4П,( 693,4 998,1 109,1 J97.1 73.8 67,2 62,3 86,7 80,0 152,5 165,7 175,4 144,3 139,9 64,4 83,1 45.0 55,0 81,6 195Л 168,8 149,1 246,6 220,1

210,7

182,4 101,4

264,5 583,8 67,7 164,6 73,5 170,8

214,2

160,4! 144,2 240,2

246,1

221,7

80,0 147,5

147,9

127,9

123,5

75,7

116,8

82,2

199,9

96,1

65,2 i 71,4

75,8

85,2

56,5

92,8 130,2

196,1

205,4 196,4

286,5 364,7 73,8 152,6 64,4 195,1 195,2

105,2

148,0

143,6

149,9

51,6 358,4 33,1 250 7

134,9

182,2

и

рэ

X X

Примеры комплексного проектирования разработки

291

3) в зависимости от порядка размещения скважин и количества их на площади месторождения проекты разработки различаются по затратам труда и материальных средств при эксплоатации месторождения как за все время разработки, так и по этапам эксплоатации по мере обводнения рядов скважин. Важнейшим экономическим показателем, несомненно, является производительность разработки, обусловливающая срок выработки всего месторождения. Гидродинамические расчеты показали, что при неизменной конечной отдаче пласта чем меньше число скважин в проектной сетке, тем продолжительнее разработка месторождения и тем меньше среднегодовая добыча нефти. Рассмотрение фиг. 99—104 позволяет также установить, что с ростом числа скважин как при одинаковом числе рядов (2, 4, 8 — тонкие линии), так и при наилучших условиях разработки месторождения данным количеством скважин (/, //, /// — огибающие) добыча в среднем за год возрастает. Кривая этого роста (см. фиг. 99—104) делается все более пологой. Вместе с тем в пределах рассмотренных условий кривая роста добычи нефти не достигает своего максимума. Можно ли сделать отсюда вывод, что поскольку рассматриваемые проекты разработки (фиг. 99—104) не дают наивысшей текущей добычи нефти, надо итти в поисках рационального варианта на дальнейшее сгущение сеток? Этот вывод был бы правильным только при наличии одного месторождения в стране. При таком гипотетическом случае критерием выбора явилась бы общая потребность в нефти, добываемой из этого единственного месторождения. Искомое целесообразное число скважин в таком случае находилось бы по заданному текущему уровню добыча нефти. Перейдя от нереального, чисто гипотетического случая к факту наличия в стране большого количества месторождений, приходим к необходимости так распределить скважины по отдельным месторождениям, чтобы получить наивысшую добычу нефти в стране (или в ее отдельной зоне) при максимально возможном с точки зрения ресурсов народного хозяйства определенном объеме бурения и промыслового строительства. Одно и то же количество скважин в целом по нефтяной промышленности (или по зоне) может дать значительно большую текущую добычу нефти, даже если по отдельным месторождениям она будет не наивысшей из возможных сравниваемых вариантов разработки. Этот вывод подтверждается анализом фиг. 99. Рассмотрим зависимость добычи нефти от числа скважин на месторождении со средним уровнем показателей (основной тип, фиг. 99, огибающая кривая / / ) , 40 скважин обеспечивают добычу нефти в размере 750 т/сутки. Для удвоения среднесуточной добычи, т. е. для получения 1500 т нефти в сутки, на этом месторождении необходимо увеличить число скважин до 240, т. е. в 6 раз. Между тем достаточно иметь в районе второе такое же месторождение с такими же исходными показателями, чтобы «ценой» бурения на нем 40 скважин получить с двух месторождений те же 1500 т/сутки. Поскольку во всех рассматриваемых случаях разработки в конечном счете извлекается весь промышленный запас нефти, ясно, что бурить на одном месторождении 240 скважин для извлечения 1500 т/сутки неразумно, раз 80 скважин на двух аналогичных месторождениях могут дать то же количество нефти. Экономия капитального строительства и прочих затрат здесь бэсспорна (больше чем в три раза). Кроме того эти 80 скважин, будучи размещены на двух месторо-

292

Глава XIX

ждениях реже, дадут значительно более устойчивую добычу в течение весьма продолжительного времени разработки, нежели 240 скважин с коротким сроком выработки данного месторождения весьма плотной сеткой скважин. При одном и том же извлекаемом запасе нефти этот срок при 240 скважинах будет вдвое короче, чем при 40 скважинах на том же месторождении (11,0 и 22,0 года). Следовательно, разбурив на одном месторождении 240 скважин, мы будем обязаны, чтобы сохранить для промышленности среднесуточный уровень добычи этого месторождения в 1500 т, через 11,0 лет обеспечить ввод на втором месторождении еще. 240 скважин. В противном случае добыча нефти в районе прекратится. При бурении же всего лишь 80 скважин (по 40 на каждом месторождении) мы добьемся в течение всех 22,0 года среднесуточной добычи в районе в объеме тех же 1500 т. Таким образом» при учете, срока разработки экономия в скважинах (что в решающей степени определяет прочие трудовые и материальные затраты) при редкой сетке (40 скважин —- в среднем 15 га на скважину) по сравнению с плотной (240 скважин — в среднем 2,5 га на скважину) чрезвычайно велика; для достижения одной и той же добычи нефти—1500 г — в течение 22,0 года скважин пробуривается в 6 раз меньше. Представление о рациональной системе разработки резко меняется. Раньше, рассматривая гипотетический случай —• наличие одного единственного месторождения в стране, мы определили максимальную возможную добычу, исходя из потребности в ней при соответствующем максимальном числе скважин. В наитем примере (фиг. 99 огибающая /7) при потребности нефти в 1500 т/сутки потребовалось бы 240 скважин. При появлении второго такого же месторождения оказывается достаточным, чтобы получить шестикратную экономию в бурении, пробурить уже только по 40 скважин на каждом месторождении. Рассмотренный пример с двумя месторождениями не является случайным. Он может быть повторен на материале всех прочих кривых фиг. 99—104. Отклонения будут только числового характера» но не. изменят существа вопроса. Например, если повторить задачу по показателям фиг. 105, где изображена кривая залежи овальной формы /, то можно заметить, что удвоение добычи на ней с 225 тыс. т/год (в среднем) до 450 тыс. г/год достигается только при бурении 600 скважин (1 га на скважину) вместо 30 (20 га на скважину). Повторяя аналогичные рассуждения, приходим к выводу, что 60 скважин на двух аналогичных месторождениях с густотой сетки 20 га на скважину дадут 450 тыс. т/год в среднем при десятикратной экономии в бурении, а с учетом срока разработки при 20-кратной экономии в бурении (60 скважин вместо 1200) по сравнению с густотой сетки 1 га на скважину. Эти примеры отчетливо показывают, что большое уплотнение сетки по отдельному месторождению (в наших двух примерах 240 и 600 скважин), дающее известный эффект в текущей добыче с данного месторождения, может резко снизить добычу нефти в районе, в зоне, в стране. Разбуривание большого количества (с точки зрения экономики) излишних скважин на отдельном месторождении (в наших примерах 200 и 570 скважин), что потребует для удержания добычи нефти на достигнутом уровне во второй половине срока разработки разбуривания такого же большого количества скважин на другом месторождении, — чрезвычайно вредно, так как оно может резко снизить общую добычу нефти в стране. В самом деле, парк

Примеры комплексного проектирования разработки

293

станков на данных площадях сковывается, не бурятся другие высокодебитные месторождения, задерживается разведочное бурение на новых площадях, а следовательно, замедляется и прирост фондов. Основной вывод таков: при выборе проекта разработки нельзя исходить из уровня текущей добычи нефти, даже если он будет для данного месторождения наивысшим. Достигнутый высокими затратами труда, металла и прочих средств на бурение и эксшгоатацию месторождения, этот высокий уровень снизит общую эффективность затрат, а следовательно, и возможную общую добычу нефти по стране в целом или по отдельной зоне. Поэтому мы должны подойти к вопросу оценки добычи нефти по отдельным месторождениям, исходя из задачи экономного и наиболее эффективного распределения всех трудовых и материальных ресурсов, которыми располагает и будет располагать в перспективе ближайших лет наша нефтедобывающая промышленность. Это обязывает прежде всего рассмотреть наши проекты разработки в свете экономических показателей — производительности труда, эффективности вложений и себестоимости нефти. 2. Оценка экономических показателей

При рассмотрении данных разработки основного типа круговой залежи (см. фиг. 99) было отмечено, что с уменьшением количества скважин в сетке снижается среднегодовая добыча нефти по месторождению. Снижение количества скважин отражается и на уровне экономических показателей (фиг. 105), причем замечено, что отнюдь не безразлично, как эти скважины расположены относительно друг друга и относительно структуры месторождения. Как видно на фиг. 105, некоторые кривые экономических показателей (например, производительности труда) в определенных точках достигают своего максимума, после чего идут на снижение как при увеличении, так и при уменьшении числа скважин в сетке. Если судить о рациональности сетки по этому показателю, то ясно, что наилучшим вариантом разработки является расположение скважин в 2 ряда с общим их количеством 33—35 и при расстояниях между скважинами в ряду порядка 190—200 м. Средняя плотность сетки при этом получается равной 18 га на скважину. Эти же кривые производительности труда отчетливо показывают, что при проектировании сетки лучше итти на сгущение скважин в рядах, чем на увеличение числа рядов, расположенных параллельно контурам нефтеносности. Это ясно видно из фиг. 105, анализ которой подтверждает, что лучшим в отношении производительности труда вариантом разработки следует признать вариант «2 ряда — 200 м». При рассмотрении кривых себестоимости (фиг. 105, //) можно заметить, что их динамика не совпадает полностью с кривыми производительности труда. Себестоимость, являющаяся выражением затрат труда, живого и овеществленного, на единицу продукции ! , снижается при разрежении сетки скважин на интервале, плотности 1—10 га на скважину. На этом же интервале плотности наблюдается значительный рост производительности труда. 3

Издержек хозрасчетного предприятия.

294

Глава XIX

Последующее разрежение сетки (от 10 до 16 га на скважину) приводит к дальнейшему снижению себестоимости, однако ее кривая постепенно становится все более пологой. Между тем производительность труда продолжает при этом несколько увеличиваться при редком рас* положении рядов (2 ряда), проходит свой максимум и начинает снижаться при 4-рядной сетке, а при 8-рядной на этом интервале плот-

0

k

д

12

300 2Ш100 '60 50

16 ЬО

20

24

ZB

3Z36

W

U

U8

6Z

56

60 га

30

•Фиг. 105. Производительность труда и себестоимость тонны нефти при различном размещении скважин на месторождении (основной тип). Пт— производительность труда, тонн иа 1 чел/год; С —себестоимость тонны нефти; го—свободная площадь на одну скважину; п —число скважин.

ности начинает падать. Наконец, при разрежении сетки от 16 га и более на скважину себестоимость уменьшается с практически совсем незначительным темпом снижения, производительность же труда на этом интервале плотности падает не менее резко, чем она возрастала на интервале уплотнения сетки в 1—10 га. Уже этот анализ показывает, что, если рассматривать проект разработки только с точки зрения промыслово-экономических условий данного месторождения, то искомая точка рационального сгущений сетки лежит в интервале 10—20 га.

Примеры комплексного проектирования разработки

295

В случае недобора нефти по другим месторождениям района (зоны) нередко приходится итти на большее уплотнение сетки на наиболее дебитных месторождениях, заранее предрешая некоторое ухудшение промыслово-экономических показателей (производительности труда, себестоимости). Поведение кривых производительности труда и себестоимости в зависимости от плотности сетки можно проанализировать на фиг. 106, сопоставляя их с кривыми эффективности капитало- и металловложений, изображенными на фиг. 106.

3,0 16 2,0 1Z 10 О

Со

Ш

Фиг. 106. Эффективность капитало- и металловложений различном размещении скважин.

<Ор

в

разработку при

/ —капиталовложений на тонну нефти, руб.; // — металла на тонну нефти» кг; II f — нефти на X руб. капиталовложений в год, кг; IV — нефти на i кг металла в год, иг; га — гектар на скважину в среднем; п — число скважин; 2, 4 —число рядон.

На том же интервале 1 — 10 га па скважину видно, что разрежение сеток до 10 га приводит к значительному росту эффективности вложений (фиг. 106, кривые /—IV). Начиная с интервала 10 га и до 16 га, кривые /, // начинают выполаживаться. Редкие сетки, начиная с интервала 16 га на скважину и более, дают практически незаметный рост эффективности вложений на тонну нефти в течение всего времени разработки (/, //). Характерно, что годовая эффективность вложений (фиг. 106, кривые /// и IV) резко различается при различном количестве рядов в сетке. Для эффективности вложений за все время разработки, выраженной вложениями на тонну нефти, расположение скважин по рядам не имеет значения, — решают число скважин и средние расстояния в сетке. Объясняется это тем, что при определении таким путем эффек-

296

Глава XIX

тивности вложений за все время разработки не принимается во внимание срок разработки, зависящий от расположения скважин в рядах. При расчете показателя эффективности с учетом срока положение меняется. Одно и то же количество скважин, расположенных в 2—4—8 рядов относительно контура водоносности, дает, как это видно на фиг. 106, различный эффект в зависимости от числа рядов в сетке. Основной вывод, вытекающий из анализа фиг. 105, 106, таков: при определенной степени сгущения сетки скважин производительность труда достигнет максимума, после чего, с разрежением сетки, начинает снижаться. Себестоимость нефти снижается и после этого момента (хотя и не такими темпами), что связано с продолжающимся ростом производительности овеществленного труда, выраженного в себестоимости в виде части издержек производства. Этот рост производительности овеществленного труда отражен в наших показателях эффективности вложений (фиг. 106). Однако в известный момент — на наших фиг. 105, 106 в интервалах 16—20 га на скважину — кривые эффективности вложений, а соответственно и кривые себестоимости становятся настолько пологими, что дальнейшее разрежение практически становится явно нецелесообразным. Отсюда ясно, что при наиболее благоприятных условиях в нефтяном районе, т. е, при избытке в нем разрабатываемых месторождений и при относительно ненапряженном заданном району плане добычи нефти рациональная система разработки рассматриваемого месторождения должна иметь среднюю плотность сетки скважин порядка 16—20 га. Рассмотрение кривых на фиг. 105—106 позволяет установить еще одну особенность показателей. Изменение эффективности капитальных затрат и себестоимости нефти, по мере перехода от плотных сеток скважин на месторождении ко все более редким, происходит в одном и том же направлении: оба эти показателя улучшаются. И наоборот, при увеличении числа скважин в конечной сетке разработки оба эти показателя ухудшаются. Что это так, можно проследить по поведению кривых фиг. 105 и 106, а также соответствующих кривых фиг. 152, 154 (см. стр. 367—368). Эта особенность, облегчающая выбор системы разработки, замечалась при составлении многих проектов разработки конкретных месторождений [195, 196]. Но не только эта особенность во многом стирает грань, с точки зрения эффективности, между этими показателями. Одной из весьма существенных особенностей капитальных вложений в разработку является независимость срока ввода месторождения в эксшюатацию от размера капитальных вложений в строительство скважин. Каковы бы ни были масштабы этих вложений, определяемые в основном числом скважин в конечной сетке разработки, месторождение вступает практически в строй гораздо раньше, чем заканчиваются капитальные работы на промыслах. Ввод месторождения в эксплуатацию начинается с. момента пуска первой группы скважин, законченных бурением (первого ряда или первого кольца скважин), часто вообще с первой же скважины, введенной в эксплоатацию. Даже при самых рациональных системах разработки месторождение вступает в строй действующих задолго до окончательного разбуривания его, т. е. до выполнения всей сетки скважин. Отсюда проистекают весьма важные экономические последствия разработки, связанные с эффективностью капитальных вложений. Нефть начинает поступать в распоряжение народного хозяйства

297

Примеры комплексного проектирования разработки

сразу же после проведения первых скважин (или первой группы скважин), задолго до окончания всего строительства на промыслах. Срок завершения всего строительства обычно бывает тем больший, чем больше скважин в конечной сетке разработки, чем вообще больше само месторождение по своему размеру. Раз выход продукции (нефти) не задерживается, на промыслах не происходит временного «замораживания» капитальных вложений, встре20 19 18 17 W 15

\

f

• /

\

/

\ \

13 12 if W

32 30 28

t

\

to

X \ \ \

9 8

у*

у

/ / / / / *—

24 22 20 18 16

K6m ——

\\

7

S 5 й 3 2 ! О

iO № 38 pt/o/m

/

к

12 10 8 6 U 2

1/

w 1

6Q 2010

I 20 HQIСНв.

Фиг. 107. Соответствие эффективности капитальных вложений и себестоимости нефти при заданном уплотнении сетки скважин Э г — эффективность капвложений, в кг Нефти на 1 руб. вложений в год; —капвложения в рублях на I m нефти за весь срок разработки; С ~ себестоимость тонны нефти.

чающегося обычно на тех стройках, где эксплоатация предприятия, в силу особенностей технологии, возможна только после завершения всего строительства. Раз выход продукции не задерживается, то ясно, что срок и объемы строительства при выполнении сетки скважин не отражаются в этом отношении на темпах накопления. Вместе с тем быстрая «отдача» вложений (получение нефти после ввода первых скважин на месторождении) будет тем больше, чем реже размещены скважины на месторождении. Этому содействуют большие дебиты при редких сетках скважин. В связи с перекрытием процессов строительства и процессов эксплоатации на промыслах отмечается большое сходство (а часто и совпадение) по эффективности между капиталовложениями и эксплоатационными затратами на разработку месторождения, что сильно облегчает решение задач выбора систем разработки (см. фиг. 107).

298

Глава XIX

Однако выбор какой-то определенной степени уплотнения сетки скважин зависит не только от уровня и особенностей затрат. Динамику перечисленных выше экономических показателей нельзя отрывать от динамики среднегодовой добычи нефти. Мы уже говорили выше о необходимости выбора рационального размещения скважин после комплексного рассмотрения показателей. По мере уменьшения числа скважин в сетке годовая суммарная добыча нефти с месторождения снижается, и это обстоятельство заставляет итти на разрежение сеток с большой осторожностью, контролируя оценку и выбор уровнем экономических показателей (например, себестоимостью). Приведенные расчеты вариантов разработки по всем 19 месторождениям дают в общем ту же картину. Не имея возможности осветить весь обширный фактический материал расчетов, отметим только, что тенденции, отмеченные нами при анализе фиг. 105, 106, 107, сохраняются в своих главных чертах и при оценке разработки всех остальных типов месторождений. Говоря о роли себестоимости (издержек производства) как об измерителе при определении целесообразной степени уплотнения сетки скважин» обеспечивающей заданный планом уровень добычи нефти в районе (зоне) или на отдельном месторождении, мы имеем в виду применение совершенно определенных методов и приемов контроля и оценки. В наиболее элементарной постановке вопроса возможное на единственном месторождении уплотнение сетки скважин, необходимое для получения заданного планом общего уровня добычи нефти, ограничивается таким уровнем себестоимости, который не превышал бы уровня себестоимости заменителей нефтепродуктов (бензина из угля, сланцев и т. д.). Если бы практически было возможно в этом случае удовлетворить часть потребности такими видами горючего, то их производство с наименьшими издержками было бы вполне целесообразно. Мы здесь пока оставляем в стороне вопросы завоза нефти из других районов, принимая условно наличие единственного нефтяного месторождения. В более сложной постановке вопроса, когда налицо несколько месторождений, возможное уплотнение сетки на отдельном месторождении под влиянием наличия других месторождений определяется на основе принципов экономического районирования добычи нефти [175] при помощи метода определения рационального размера добычи нефти для каждого месторождения с минимальными зональными издержками разработки. Ниже (гл. XX) излагается метод выбора рациональной степени уплотнения сетки скважин, учитывающий различие в издержках разработки по месторождениям разного типа. Этот метод, конечно, не может считаться единственным и лишенным недостатков, однако он является попыткой увязать проектирование разработки отдельного месторождения с общим экономическим районированием добычи нефти. В этом смысле метод может представить общий интерес и для других отраслей народного хозяйства и в первую очередь для добывающих отраслей промышленности.

ГЛАВА XX

МЕТОД ОПРЕДЕЛЕНИЯ РАЦИОНАЛЬНОГО РАЗМЕРА ДОБЫЧИ НЕФТИ И СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ ДЛЯ ОТДЕЛЬНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ПРИ МИНИМАЛЬНЫХ ЗОНАЛЬНЫХ ИЗДЕРЖКАХ ПРОИЗВОДСТВА § I. НЕОБХОДИМОСТЬ УВЯЗКИ ПРОЕКТИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ С ЭКОНОМИЧЕСКИМ РАЙОНИРОВАНИЕМ

В условиях социалистического развития экономическое решение задачи выбора рациональной системы разработки отдельного месторождения тесно связано с решением общих народнохозяйственных задач. Особенностью этой связи является необходимость рассмотрения проблемы выбора прежде всего с точки зрения очередности и темпа ввода месторождений в разработку. Этот выбор решается как задача экономического районирования добычи нефти. Однако этим дело не ограничивается. Количество скважин на отдельном месторождении также должно быть определено под значительным влиянием факторов районирования. Достижение заданного объема добычи нефти, необходимого для удовлетворения общественной потребности, будет осуществлено тем быстрее, чем рациональнее будет распределен этот объем по зонам и районам страны. При распределении заданной планом добычи нефти между з о н а м и необходимо стремиться к возможно большей экономии народнохозяйственных издержек, включая издержки на транспорт. Этого принципа следует придерживаться и при распределении заданной добычи нефти внутри зоны между нефтяными районами, а также между месторождениями в пределах каждого нефтяного района. Необходимые размеры добычи нефти по зоне могут быть получены: 1) путем перевода из разведки в разработку новых месторождений зоны, не изменяя системы разработки отдельного месторождения, принятой по проекту в связи с промыслово-экономическими показателями, или 2) путем разбуривания имеющихся налицо месторождений соответствующим (общей потребности в нефти в зоне, при наименьших издержках) количеством скважин. Последнее условие означает зависимость количества скважин на месторождении (а следовательно, и степени сгущения сетки) от задан-

300

Глава XX

ней добычи нефти по зоне. Отсюда вытекает необходимость увязки проблемы рационального размещения скважин на отдельном месторождении с районированием добычи нефти. При исследовании проблемы размещения скважин с такой народнохозяйственной точки зрения становится понятным, что рассмотренные ранее условия и факторы внутрипромыслового характера (гл. XVII) выступают в действительности лишь в качестве особых моментов. По мере ввода в анализ осложняющих факторов народнохозяйственного значения мы приближаемся к общему решению задачи. § 2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ УРОВНЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ЧИСЛА СКВАЖИН ДЛЯ ОТДЕЛЬНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

На основе районирования добычи и потребления нефти (нефтепродуктов) устанавливается размер добычи нефти для рассматриваемой зоны, получаемой из ряда месторождений, относящихся к данной зоне. Каждое из месторождений зоны характеризуется своими параметрами (запасами, глубиной, проницаемостью, режимом и т. д.) и технико-экономическими показателями разработки при том или ином числе скважин и их различном положении в ряду. Задача заключается в том, чтобы установить: 1) наиболее рациональное распределение добычи по отдельным месторождениям при обязательном удовлет8рядо6 ворении общей потребности зоны в нефти; 2) количество скважин и их расположение на основе размера добычи, падающей на отдельное месторождение. 2ряда В соответствии с показателями добычи и времени эксплоатации скважин при различном их количестве и расположении, установленными гидродинамическими расчетами, оценивается Фиг. 108. Зависимость себестоимости экономическая эффективность разратонны нефти от размера годовой ботки с точки зрения себестоимости добычи нефти по месторождениям, продукции, производительности труда С ~ себестоимость;
и Т. Д. В д а л ь н е й ш е м При а н а л и з е пользуемся л и ш ь одним экономическим

показателем, а именно — себестоимостью. Если рассматривать отдельное месторождение, то оказывается, что одно и то же число скважин, но расположенное в разном числе рядов, дает различную эффективность. Поэтому прежде всего следует установить, какое число рядов скважин для данного уровня добычи месторождения является наиболее рациональным. Для этого следует построить график зависимости себестоимости от добычи месторождения в единицу времени (т/год) для различного числа рядов скважин (фиг. 108). Оказывается, что для того или иного уровня добычи рационально вполне определенное число рядов скважин. Если полученные кривые соединить огибающей кривой, то получим зависимость между добычей и себестоимостью при наилучшем варианте по числу рядов скважин. В дальнейшем эту огибающую следует принимать за основу для расчетов по данному месторождению.

Метод определения рационального размера добычи нефти

301

Несомненно, каждое месторождение в зависимости от геолого-технических условий будет обладать отличной от других зависимостью себестоимости нефти от размера добычи. При установлении размера добычи нефти по каждому месторождению будем исходить из следующих предпосылок: 1) размер обшей добычи по всем месторождениям зоны найден методом экономического районирования; 2) все затраты (скажем, за год) по добыче нефти должны быть минимальны. Математически эта задача сводится к установлению условного минимума функции от нескольких переменных. Решить эту задачу можно способом, предложенным Лагранжем, — способом множителей. Имеем: QC^Q^ + Q2C2 + . . . + QnCn (1) и »

(2)

где

Q —заданная добыча в единицу времени по данной зоне (плановая); Qii Qz • • • —добыча по отдельным месторождениям за ту же единицу времени; С—себестоимость тонны нефти по зоне; •С,, С3 . . . —себестоимость тонны нефти на отдельных месторождениях. Уравнение (1) можно переписать так;

U=*3(Ql) + 3(Q2)+ . . . +3(Qn)f где 3(QX), 3(Q2) и т. д.—затраты в единицах времени на отдельных месторождениях, как функции Qlf Q 2 и т. д. Составляем функцию V, Тогда очевидно, что

Берем частные производные этой функции и приравниваем их к нулю: w _ ; , аз (Qi) _ 0 . U ~~ ' д Q1 ~ *

Сравнивая эти уравнения, получаем:

Для того чтобы установить значения Qi, Q2 и т. д., поступаем следующим образом: строим зависимости 3(Qi), 3(Q2) и т. д. (фиг. 109),

302

Глава XX

затем проводим к построенным кривым касательные под одним и тем же углом к каждой и находим для данного угла касательных сумму Значения Qi, Q'2 и т. д. установлены по точкам касания прямых с соответствующими кривыми. После этого проводим касательные ко всем кривым под другим углом и находим опять сумму затем под третьим углом и т. д., пока крайние кривые не будут охва чены касательными до возможного предела.

Фиг. 109. Зависимость годовых эксшшатационных затрат по месторождению от размера годовой добычи для различных месторождений.

Фиг, ПО. Зависимость рационального размера годовой добычи нефти по отдельным месторождениям от общей добычи по зоне.

3 — годовые эксплоатацнонные затраты; Q,* — годовая добыча нефти с месторождения; х, у, z — углы касательных.

Ql — годовая добыча нефти с месторождения; Q — то же по зоне; 7, 2, 3— месторождения.

Фиг. 111. Зависимость среднегодовой добычи нефти по месторождению от общей добычи по зоне. Qi — среднегодовая добыча с месторождения; п — число скважин на месторождении.

По полученным данным строим новые зависимости—сумм дебитов от дебитов того или иного месторождения (фиг. 110). Наконец, по

Метод определения рационального размера добычи нефти

303

заданному дебиту зоны определяем рациональные дебиты по отдельным месторождениям. Установив дебит по данному месторождению, находим по графику данного месторождения дебиты — число скважин или площадь, приходящуюся на скважину (фиг. 111), количество рядов и скважин. Подобным же образом поступаем и при определении числа рядов и скважин по другим месторождениям зоны. Полученное распределение добычи нефти по месторождениям зоны должно быть проверено с точки зрения эффективности капитальных вложений. Для этой цели задача, решаемая выше способом множителей, должна быть повторена с заменой себестоимости тонны нефти размером капитальных вложений при данном уровне добычи с месторождения. При этом метод расчета сохраняется полностью. По аналогичным зависимостям находится распределение добычи нефти по месторождениям зоны (или проверяется полученное распределение), обеспечивающее минимальные затраты и на капитальное строительство по зоне. Первый расчет — на минимальную себестоимость по зоне — является основным, второй — вспомогательным. Метод, изложенный в настоящем параграфе, может быть применен с учетом всех особых условий и в других добывающих отраслях промышленности. § 3. ПРИМЕР РАЦИОНАЛЬНОГО РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ ПО МЕСТОРОЖДЕНИЯМ ЗОНЫ

Возьмем в качестве исходных данных для определения рационального числа и порядка размещения скважин между месторождениями отдельной зоны проектные данные разработки рассмотренных выше 19 типовых месторождений (гл. XIX, § 2—4). Представим себе, что промышленные запасы нефти зоны (или отдельного нефтяного района) состоят из запасов 19 таких месторождений, подготовленных разведкой к разработке. Проектный материал но этим месторождениям дает возможность подобрать любое сочетание показателей — числа скважин, среднегодовой добычи и себестоимости — по любому варианту разработки. Задача, следовательно, сводится к подбору такого необходимого сочетания показателей, которое было бы наиболее экономически целесообразным как с точки зрения основных задач развития зоны (района), выраженных в плане добычи нефти, так и с точки зрения экономии народнохозяйственных издержек. Пользуясь методикой, изложенной в предыдущем параграфе (§ 2), мы построили кривые зависимости себестоимости нефти от годовой добычи по каждому из 19 месторождений по всем вариантам разработки. Исходными данными для этих расчетов послужили: 1) приведенные в гл. XIX зависимости годовой или среднесуточной добычи нефти от количества скважин (см. фиг. 99—104), которые были найдены гидродинамическим методом; 2) зависимости себестоимости нефти от размещения скважин по тем же месторождениям; эти зависимости были построены по методике экономического проектирования, описанной в гл. XVIII. Зависимость себестоимости нефти от размера годовой добычи, исчисленной в среднем за все время разработки определенным количеством скважин, приведена на фиг. 112, где эта зависимость показана

304

Глава XX

для месторождений, различающихся между собою только показателями вязкости нефти (2, 5 и 15 сантипуаз) при прочих равных условиях.

!

L ! i^T L

i !

i

1 !

v. N

1 i- -

i » !

j

t

'

i

4

=

J"T~

^

О

к.

r

^

g.

i

sS N

i

j

К

1•

S_ t

i

2f

&

Й

N

\

j \

Vto

\ \ \

\

V

^> Л

\

К

\

i

i

\

1

—- i

•

\

^

1 II

к\ \ \ s\

1

1

V

\

J

4

\

\

4 \

\ i t

/

\

i \ \

/ у

j

i

\\

t" ~-

s, x

«'

§

tc

з

^

К

о

•*>

о s

.^ к >«•

О ^

(и l o —•

& л

gj_-

J

*f^

S-

\

1С

S

go.

\

•

em

5

\

1\

\ N

^ 5 л£ gg

V \

1

i

!

CO

1

\\ \

\ \

5

E

4S

\

j

~

1 f =

i

\

С

~

х

т- v, a

з

ь к5*

« 1 f.s

\\ •\\

§ 1

«Г

1

да

се,

i

(^

О

"

I

.»;

»—<

ГО

1 v

r

1

с-

1—1

те

О

. %-,

5 С О

S3

|

Как видно по огибающей, соединяющей лучшие по уровню данного показателя точки кривых, один и тот же объем добычи нефти требует при ра;зличной вязкости нефти резко различных издержек производства.

Метод определения рационального размера добычи нефти

305

<£

1 1 1

л 1

1

/

I/I //

t

I

7: ,

4

is

/

f

7

^ -

0

ш

M l

urn

,—»•

f,

•Инина

•«•

;= #^

иг. 113. Зависимость себестоимости нефти от годовой добычи для различной про ницаемости пласта (при прочих равных условиях). С — себестоимость томны нефти; Q^ —годовая добыча нефти, тьгс. т\ I —огибающая при «алий проницаел'сти нефти (од дарен); I?— огибающая при Средней ости нефти (о,5 дарен); III— огибающая при большой проницаемости нефти (а дарен); 2—S •— число рядов. j

\

1 i

\

—

-biA \ /

^ 1

i/ J

j —

11

—

/

Af /f

A

/

:

f

A /

J

—

I f

'/

•"

f

у /

yS

к

— X

"1

\ 40

1

Щ

— • — *

TT 160

н

и

)0

—•*

A

ь

—

Г 230

3

w

Ш

<"•

__ ,

m£. —

1 Ш

— №

560 60

Фиг. 114. Зависимость себестоимости нефти от годовой добычи для различной пористости пласта и коэфициента использования пор (при прочих равных условиях). С—себестоимость тонны нефти; ^ —годокая добыча нефти в год, тыс. mi 1 — огибающая при; малой пористости пласта (а ^-0,03); // — огибающая для средне» пористости пласта (а = 0,10); /// — огибающая для большой пористости пласта (а = 0,25); 2, 4, 8 — число рядов.

306

Глава XX

Те же зависимости себестоимости нефти от годовой добычи нефти показаны на фиг. 113 и 114, кривые которых отличаются от кривых фиг. 112 только тем, что они построены по месторождениям, отличающимся друг от друга либо показателями проницаемости — 0,1; 0,5; 2,0 дарси (фиг. 113), либо различным произведением пористости пласта на коэфициент использования пор — 0,03; 0,10; 0,25 (фиг. 114). Кривые (огибающие), отразившие влияние различной проницаемости, очень резко расходятся (см. фиг. 113). Влияние же пористости и коэфициента использования пор (см. фиг. 114) резко сказывается на уровне себестоимости при плотных сетках скважин и незначительно сказывается при редком размещении скважин (см. схождение и расхождение огибающих на интервале годовой добычи 140 тыс. г — 600 тыс. т (фиг. 114).

1

\

I

1I

1

1

•

—

i 1

•

....

1

•

! 1

и/

/л f

i

z\/

J Ж

4У

3

' I

—

ion ?M

. . .

i Л

2i»

n

1

1

J-

\

a

Ш И0

w

Si

- — • • ^

SOu Ш

ess£ UMP«|

Ш

> № ^ ,11

1—

MrMM

> — — I I *

(—••

mm—*

tlOQ

/

H У ^

^—

1" ОТ «да

HE

«li«H

k

OOQ

Фиг. 115. Зависимость себестоимости нефти от годовой добычи для различной мощности пласта (при прочих равных условиях). С — себестоимость тонны нефти? Q,- —годовая добыча нефти, тыс. т; 1 —огибающая при малой мощности пласта (4 л ) ; // — огибающая при средней мощности пласта (10 м); 111 —огибающая при большой мощности пласта (80 м); 2, 4, 8 — число рядов.

Зависимости себестоимости тонны нефти от годовой добычи для месторождений, отличающихся между собою другими геологическими параметрами, приводятся на фиг. 115—118. Динамика всех кривых, в том числе огибающих на фиг. 115—118, напоминает предыдущие фиг. 112—114. Характерно отметить, что на фиг. 117, где отражено влияние формы месторождения на уровень себестоимости, среднее положение занимает овальная форма, а кривые кругового месторождения идут значительно ниже других кривых. Это означает, что наиболее благоприятными (с точки зрения себестоимости) формами месторождений при равном объеме добычи нефти являются круг, затем — овал и, наконец, — полоса.

Метод определения рационального размера добычи нефти

307

По тому же принципу — изменения лишь одного из показателей — рассчитаны и зависимости себестоимости нефти от годовой добычи при различных эксплоатационных затратах на скважину (фиг. 119) и при различной стоимости скважин (фиг. 120). Выше (гл. XIX) мы останавливались на понятии коэфициента изменения эксплоатационных затрат на одну скважину, не зависящего от порядка размещения скважин. Технико-организационные сдвиги здесь зафиксированы только как фактор, повышающий или понижающий этот коэфициент (0,5, 0,1, 2,0). Кривые на фиг. 119 могут дать и промежуточные значения этого коэфициента, повышающего или понижающего

л/1 м

/ i/IJ / \ / \ \ -1\\\ р i

/

/

f"

/ /

1

В'

/ У

/ //

/у /

АУ

Ау

—

•.ШИШ

j

6 *— Z ) ^-~ ^*"

S

МММ

в

SO

120

WO

ZiO

300

3S0

t2ff

Ш

5k0

600 SSO

Щ

. 116. Зависимость себестоимости нефти от годовой добычи для месторождений различного размера (при прочих равных условиях). С — себестоимость тонны нефти; Q( •—годовая добыча нефти» т ы с . ml 1 — огибающая

для

малой

площади (100 га)\ III—огибающая (S.OJ га); 2, 4, 6'— число рядов.

для

большой

площади

уровень себестоимости при неизменной добыче нефти, а следовательно, и при неизменном количестве скважин и порядке их расположения на структуре. Что касается влияния уровня капитальных вложений, не зависящего от размещения скважин^ то из рассмотрения фиг. 120 видно, как влияет этот уровень (125 тыс. руб. на скважину, 500 тыс. руб. и 1500 тыс. руб. на скважину) на динамику кривых себестоимости как при различной, так и при одинаковой годовой добыче нефти. Таким образом, мы имеем все необходимые данные по исследуемым месторождениям (фиг. 112—120) для того, чтобы построить согласно нашей методике зависимость годовых затрат от годовой добычи по месторождениям зоны при различных условиях разработки.

308

Глава XX I/

\

ц\1— 1 ш /л

II

J/Я

п

f

§/

К/ JL

у

> —-

7 у 2. jam

и

"7

у

} f

У

А i in /А

т / ^~ у /

у*

г

|

—-

tzo 160

ы1

Ж

ш

я и

И

ц

ш

0

560 60

Фиг. 117. Зависимость себестоимости тонны нефти от годовой добычи для залежи различной формы (при прочих равных условиях). С — сеЗосг >им;)Сть тонны нефти; Q- — г о д о в а я добыча нефти, тыс, т; I — огибающая дпя месторождения полосообразной формы; // — ПРИ бающая для месторождения круговой формы; /// — огибающая для месторождения овальной формы; 1—7', 2—Q\ 8 — число рядок.

! --

у

8

s

^ .у

%

Я

•мм

/ // // '/\ 1/ / 1 J1 — — -^

Ai

J

t

7

г

/f /

J/ f

fff

У*

у

У

У

/ /

/ J. r

У <**

A

/ /

J

—

•ЯНН

^~

у

1

0

60

IZO 180 240 300 360 Ш U80 № 809 660 720 7S0

1

Фиг. 118. Зависимость себестоимости тонны нефти от годовой добычи для различных расстояний до контура питания (при прочих равных условиях). Q—себестоимость тонны нефти; Qi — годовая добыча нефти, тыс, т; I—огибающая при малом расстоянии до контура питания (2 км); 11—огибающая при среднем расстоянии до контура питания (10 км); Щ — огибающая при большом расстоянии до контура питания (50 км); 2, 4, S — число рядов

Метод определения рационального размера добычи нефти

309

Для этой цели возьмем по каждому месторождению (по фиг. 112—120) произвольно выбранные значения себестоимости тонны нефти и соответственные им значения годовой добычи нефти. При подборе этих значений мы исходили из необходимости в дальнейшем построить по каждому месторождению соответствующую кривую.

/ //

1

у

//

//г //mi 1

/

/

t

г

8

7

*

>

/

*

/

i2-

К

•—' а 0.

г"

4

г

•«•и - "

У1 2/ *

•

—

У

V

J

-

—— . — ^

-

*

_

-

^

8

-*——•

у / / // > /

'п '/ /

/ /

/

J

У

.

* *

— —•

д 20 40 SO

Щ

Фиг. 119. Зависимость себестоимости тонны нефти от годовой добычи при различных эксплоатационных затратах на скважину (при прочих равных условиях). С — себестоимость тонны нефти; Qj •—годовая добыча нефти, тыс. т; 1—огибающая при низких затратах (коэфициент 0,5); 11 — огибающая при средних затратах (коэфициент 1,0); /// —огибающая при высоких затратах (2,0); 2—8 — число рядов.

Перемножением соответственно себестоимости тонны нефти на годовую добычу по каждому месторождению рассчитываем объем годовых эксплоатационных затрат (в тыс. руб.). После определения этих расчетных данных строим по ним график зависимости годовых затрат от годовой добычи» на который наносим в виде точек данные годовых затрат (тыс. руб.) и среднегодовой добычи нефти (тыс. тонн). Построив поэтим точкам кривые, получаем искомые зависимости по всем 19 месторождениям (фиг. 121). Теперь переходим к решению наиболее важной части задачи — к нахождению непосредственной связи между общей суммарной добычей нефти со всех месторождений зоны, соответствующей плану, и добычей

Глава XX

310

нефти с каждого месторождения, при непременном условии обеспечения минимальных общих зональных (районных) издержек производства. Зависимость суммарной добычи зоны от добычи отдельного месторождения при наименьшей себестоимости нефти по зоне находится следующим образом.

У

(/

/

/

/1/

1———i

i /

— __<

— *^— ^-*—

.11

—

Т

>—-

£

и»

_

—

л

—

Фиг. 120. Зависимость себестоимости тонны нефти от годовой добычи нефти при различной стоимости скважин (при прочих равных условиях). С — себестоимость тонны нефти; Q* —годовая добыча нефти в год» тыс. mi 8 — огиПающая при низких капиталовложениях (125 тыс. руб.)> И — огибающая при средних капиталовложениях (500 тыс. руб.); /J/—огибающая при высоких капиталовложениях (1600 тыс. руб.); 2, 4, 8 — число рядов.

Прежде всего устанавливаем по всем кривым 19 месторождений (фиг. 121) одинаковые углы наклона кривых, взятые произвольно, стараясь подобрать такие значения углов, которые смогли бы охватить по возможности больший диапазон значений добычи нефти и годовых эксплоатационных затрат. Учитывая характер кривых, мы приняли углы в 20°, 30°, 40°. По каждому из этих углов засекаем соответствующую величину добычи по каждому из 19 месторождений. Затем, группируя материал по каждому отдельному углу и складывая таким образом показатели добычи нефти с каждого месторождения, получаем суммарную добычу нефти из всех месторождений зоны. В некоторых случаях кривые идут настолько круто, что, скажем, при 30° и ниже к ним нельзя провести касательных;

Фиг. 121. Зависимость годовых затрат от годовой добычи по месторождениям зоны (при различны* условиях разработки). 3 — годовые эксплоатациошше затраты, ^ср— среднегодовая добыча нефти, тыс. т; БВ— большая вязкость нефти (15 сантипуаз); MB — малая вязкость нефти (2 сантипуаза); БП — большая проницаемость (2 дарси}; МП — малая проницаемость нефти (0,1 дарси); Ба — большая пористость X коэфициент использования пор (0,25); Ма—малая пористость х коэфициент использования пар (0,03); БМ — большая мощность пласта (80 м); ММ—малая мощность пласта (4 л); основной—круговая форма месторождения (основной вариант); овал—овальная форма месторождения; полоса — полосообразная форма месторождения; Бпл — большая площадь нефтеносности (3000 га)', Мпл—-малая площадь нефтеносности (100 га); БКП— расстояние до большого контура питания (50 K.MJ; МКП— расстояние до малого контура питания (2 км); ВК—высокая стоимость бурения и оборудования скважины (1,5 млн. руб.); НН— низкая стоимость бурения и оборудования скважины (125 тыс. руб.)! ВЗ—высокие эксплоатационные затраты на одну скважину (Я = 2,п); НЗ ~ низкие эксплуатационные затраты на одну скважину (К - 0,5).

ВпЗ to

о a

s CD

и

a В В to

О

в

в о

3 w CD

43 О

CD

в

580 680 7W 820 S00 980 WSO № 1220 №0№0 1ШШ0 W20 tWO Ш0 1850

WV)2№№№№IQai

Глава XX

312

в таких случаях данные этих месторождений не должны включаться в суммарную добычу нефти по зоне. Подбор уровня годовой добычи нефти с каждого месторождения для определения сухммарной добычи нефти по зоне по равным углам наклона кривых обеспечивает такое сочетание разработки всех 19 месторождений, при котором °&3 среднезональная себестоиС>г ев мость тонны нефти полуS 2 х чается минимальной. аз юсчо К к Теперь, найдя по проX S извольно взятым углам К I С к га « наклона кривых (20°, 30°, tg о (В О О О с. о •^ g о ft ft...я» ао •£• 40°) отдельные значения Я и к суммарной добычи нефти о о т по зоне и соответствуюS S я га о с; щее им рациональное разS К мещение добычи нефти по <и ев каждому месторождению, о OS.. о 3 строим общий график заао I ш и | с о ВИСИМОСТИ суммарной док а) бычи нефти по зоне в год Я О га Sк о от среднегодовой добычи а « о нефти с месторождения (фиг. 122). #21 2 На этом графике наО. О О ми нанесены соответо <й a О" ? , ствующие точки — значео ний годовой добычи нефти с каждого месторожэк о, о ^ 5 а « дения и суммарной добы2 си з з-в-5j о ц t( i- g a g s чи с зоны — и по ним поО строены кривые зависимод Я аз о сти. Задаваясь любой сумс £С марной добычей нефти по О) "Я ь зоне, по этому графику К К можно найти рациональСи В 3" ное распределение задани ной добычи нефти по О fO ЮЬ о О щ месторождениям зоны при §1 го m минимальных зональных о Й • - о 35 к о rt cd издержках производства. да о g f CUS о о Получаемый при этом о о }•©•'" средний уровень себестои8* мости по зоне представЙ ляет интерес не только потому, что он фиксирует 1 a СУ уровень издержек внутри зоны при выполнении плана добычи нефти, но и потому, что он вообще влияет на самый размер зоны, его границы, а тем самым и на решение задач экономического районирования добычи нефти. После рационального распределения зональной плановой добычи нефти между отдельными месторождениями устанавливаем все остальные показатели разработки: количество скважин, расположение их на «к

1Шйз

s

cv ^ч ^> CO

rj

—• *• *» н* П." V ry •«•

Метод определения рационального размера добычи нефти

313

структуре, среднюю плотность сетки, себестоимость нефти по каждому отдельному месторождению. Зная рациональный размер годовой добычи нефти по каждому месторождению, по изображенным на фиг. 99—104 зависимостям добычи нефти от количества скважин по данному месторождению находим рациональное число скважин (по огибающей). Затем по огибающей подбираем рациональное число рядов и расстояние между скважинами в рядах. Средняя плотность сетки находится простым делением площади месторождения на число скважин. Себестоимость тонны нефти по каждому месторождению определяется затем либо по кривым зависимости себестоимости от числа скважин (по данным кривых типа фиг, 106), либо по кривым зависимости себестоимости от годовой добычи нефти (фиг. 112—120). Фиг. 122 представляет особый интерес потому, что она дает иагляд* ное представление о связи избираемой рациональной сетки скважин как с темпами роста добычи нефти (через заданную добычу нефти по зоне), так и с достижением минимальных зональных издержек производства. В табл. 25 отображены полученные изложенным в настоящей главе методом промысловые данные по всем 19 месторождениям при заданной добыче нефти по зоне. Таблица

5

Рациональное размещение скважин по месторождениям зоны при заданной добыче нефти по зоне (при минимальных издержках производства)

Услоппое обозначение типа месторождения

Добыча нефти аз

Число скважин в сетке, п

F

га на скважину

Не?

I. Заданная добыча нефти по зоне 6 млн. т 1

2

3 4

5

6 7 8

Р 10 11 12 13

14 15 16 17

18 19

1

'

Основной

MB БВ БП

вм

МП

ММ Ба Ма МПК БКП Бпл Мпл Овал Полоса

НЗ

вз нк вк По зоне

255 522

698

1 460

1 130

19В 3100

38 74 15 48

18,2 8,1 40,0 12,5

1260

3 450

324

24,8

295 183 364

808 500 999 507 635 282 657 547 725 547 945 466

49 12 34 11 36 11

74 10

12,2 50,0 17,7 54,6 83,3 9,9 21,1 75,0 16,4 40,0 8,1 60,0

16 924

619

19,5

72

185

233 103 240 200 265 200 345 170 6022

28 8 37

15

314

Глава XX Продолжение табл. 25 Добыча Условное обозначение типа месторождения

нефти Число скважин в сетке, п

а гз

"Б"

1г •—

. ^>

О О:

-it-

F га на скважину

w

II. Заданная добыча нефти по зоне 7,5 млн. т i

I 2 3 4 5 6 7 8 9 10

и

12 !3 14 15 16 17 18 19

Основной MB БВ БП МП БМ ММ Б« Ma МКП БКП Бпл Мпл Овал Полоса НЗ БЗ НК

вк

По зоне

320 570 ПО 1440

876 1565 301 3945

6(1 100 32 80

10,0 6,0 18,8 7,5

1575

4315

224

2,7

410 210 485 220 295 135 260 220 315 255 480 203

1 124 575 1330 602 808 370 713 602 8G2 698 1315 555

114 19 59 22 67 J5 40 13 58 33 172 1(3

5,3 31,6 9.8 27,3 44J 6,1 15,0 46,2 10,4 18,2 3,5 37,6

7513

20550

1 127

10J

III. Заданная добыча нефти по зоне 9 млн. т 1 2 3 4 5 6 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19

Основной MB БВ БП МП БМ ММ Ба Ma

мкп

БКП Бпл Мпл Овал Полоса НЗ ВЗ НК

вк

По зоне

363 610 150 1735 42 1763 100 535 230 5S4 236 395 167 285 236 390 335 58.-5

260

8 999

84 146 57 180 13 296 34 230 24 84 46 154 20 56 28 102 68 296 35

995 1675 412 4760 115 4*30 274 1470 630 1600 С46 1082 457 780 646 1070 918 1600 713

1 1

24673

I

1994

7,1 4,1. 10,5 4,6 33,4 2,03 17,7 2,6 25,0 7,1 13,1 19,5 5,0 10,7 21,4 5,9 8,8 2,03 17,2 | i

6,6

Метод определения рационального размера добычи нефти

315

В таблице 25 приводятся также общие итоги по зоне (число скважин, среднесуточная добыча). Обращает на себя внимание, что здесь получается весьма широкая гамма плотности сеток скважин по месторождениям, которые, между прочим, отличаются друг от друга уровнем только о д н о г о параметра разработки. При одновременном изменении других параметров можно получить разнообразные интервалы уплотнения сеток и соответствующие им числа скважин по месторождениям. При рассмотрении табл. 25 возникает вопрос: почему при рациональном распределении добычи нефти между месторождениями зоны по некоторым месторождениям получаются весьма плотные сетки скважин? Это объясняется тем, что в данном случае наличие месторождений по зоне при заданной добыче (скажем, 9 млн. т) таково, что обеспечение зональной добычи нефти при минимальной себестоимости нефти по зоне обеспечивается такими плотными сетками скважин на некоторых наиболее эффективных месторождениях. При недостатке в зоне месторождений с высокими параметрами сетки на таких месторождениях уплотняются значительно. Если бы в зоне имелось несколько месторождений типа ВМ и ВП, то сетки на них были бы гораздо реже, а разработка ряда месторождений с неблагоприятными параметрами была бы отложена. Если, положим, по зоне была бы установлена годовая добыча в б млн. т, тогда распределение добычи по отдельным залежам, согласно табл. 25» колебалось бы от 72 тыс. т/год — по залежи с высокой вяз костью нефти до 1260 тыс. т/год — по залежи с высокой мощностью пласта, а средняя плотность — от 4,8 га на скважину для залежи с высокой мощностью пласта до 83,3 га— для залежи с большой площадью нефтеносности (крайние значения). При задании по зоне в б млн. т нефти, оказывается, нет необходимости вводить в эксплоатацию залежи с малой проницаемостью пород (0,1 дарси) и малой мощностью продуктивных пластов (до 4 м). Ввод этих залежей в эксплоатацию может лишь снизить экономические показатели по зоне. При добыче по зоне в 7,5 млн. г излишне вводить в эксплоатацию месторождения с низкой проницаемостью пород и с малой мощностью продуктивного пласта (см. табл. 25). Если же по условиям районирования добычи нефти размер добычи по зоне должен составить 9 млн. т1год> то должны быть введены в эксплоатацию залежи и с низкой проницаемостью пород и с малой мощностью пластов (см. табл. 25). При последующем увеличении добычи по зоне будет происходить дальнейшее увеличение затрат и себестоимости нефти. Интересно проследить, как влияют изменения заданной по зоне добычи нефти на размещение скважин на отдельном месторождении и на экономические показатели его разработки. В предыдущей главе мы рассмотрели случай выбора экономически рационального размещения скважин, исходя из наилучших прсмыслово-экономических показателей и отсутствия лимитирующих внешних (для месторождения) факторов. Лучшим интервалом размещения для круговой залежи оказался интервал 16—20 га на скважину,— в среднем 18 га (фиг. 105, 106, 107). Пользуясь данными табл. 25, видим, что для круговой залежи это соответствует заданной по зоне добыче (б млн. т/год). Это тот наиболее благоприятный уровень плана, покрываемый разработкой 17 месторождений зоны, при котором для круговой залежи произошло совпадение народнохозяйственной эффективности с промысловой. Дальнейшее увеличение задания по зоне (скажем, до 9 млн. т/год)

316

Глава XX

вызывает необходимость уплотнять сетку скважин на круговой залежи, несмотря на рост издержек производства при ее разработке (при прочих равных условиях). Это можно проследить по фиг. 123, где приводятся кривые зависимости плотности сетки, числа скважин и 10 -й- 1000 среднесуточной добычи нефти от 18 900 изменения заданной по зоне дор 16 п 800 бычи нефти — от 6 до 9 млн, т/год \ (фиг. 123). % 90 . 700 Фиг. 123 дает ясное предп П 80 600 ставление о том, как в интересах народнохозяйственной эффектив10 Ш ности разработки отдельного ме$ 66 сторождения (круговая залежь) F 6 50 300 целесообразно на нем размещать А 2QQ скважины. Большая добыча по 4 40 / зоне (9 млн. т) обеспечивается 2 30 — 100 данным месторождением (84 сква-

п

А\ / у

О

У

ж и н а м и

ЮОдОСи ) плотности при добыче месторождения Фиг. 123. Влияние изменения заданной по т/сутки. Ухудшение промысзоне добычи нефти на размещение скважин (й на круговойй залежи (основной тип)) и эксь лово-экономических показателей комические показатели разработки (при разработки (производительности прочих равных условиях). себестоимости и т ' д ) ко8000

9000

F—площадь на одну скважину, га; п— ЦИСЛО су<нажии; ZQ--добыча нефти, заданная по зоне в сутки, m; Q—добыча нефти за сутки с данного месторождения! ш; С — себестоимость тонны

нефти.

ТОрое МОЖНО Т а к ж е ПроСЛСДИТЬ ц() <ЪИГ 105 И Аиг 106 гтопнпгтмл ^ " q j m . i u o , ПОЛНОСТЬЮ

покрывается общим народнохозяйственным эффектом. Высокая народнохозяйственная эффективность более уплотненной сетки скважин на отдельном месторождении (чем это мыслилось бы noпромысловым показателям) вытекает из того, что в данном случае обес печивается полное покрытие выраженной в плане потребности зоны в нефти с наименьшими сред незональными издержками на разработку месторождений зоны при отсутствии привоза в нее нефтей соседних зон. Ликвидация издержек на транспорт нефтей благодаря выделению зоны и наименьшие зональные издержки на разработку благодаря определению экономически рациональной доли участия каждого месторождения Е балансе добычи нефти по зоне определяют безусловную целесообразность более плотной сетки скважин в рассматриваемом случае, на круговой залежи: 7,\ га вместо 16,0 га на скважину или бурение 84 скважин на залежи вместо 33. Аналогичное положение будет наблюдаться по всем 19 месторождениям зоны в случае увеличения заданной добычи нефти по зоне. Везде потребуется увеличить, правда, в различной степени (см. табл. 25), число скважин, а следовательно! и среднюю плотность сетки. Таким образом, в приведенных примерах интенсификация добычи проводилась лишь за счет увеличения числа скважин. При этом происходило все время прогрессирующее увеличение себестоимости нефти. В конце концов за счет колоссальных затрат мы приблизились бы к некоторому пределу добычи по зоне, определяемому потенциальными возможностями отдельных залежей. Увеличение добычи можно осуществлять и другим путем, а именно, посредством нагнетания в пласт воды или газа. В данном примере все 19 месторождений имеют водонапорный режим, следовательно, можно

Метод определения рационального размера добычи нефти

317

осуществить либо нагнетание воды за контур нефтеносности, либо при благоприятных структурных условиях и при полном насыщении нефти газом — нагнетание газа в возвышенную часть структуры. Эти мероприятия ценою некоторых дополнительных затрат должны приблизить контур питания залежи и тем самым увеличить текущую добычу нефти при неизменном числе скважин. В приведенном примере имеется месторождение с весьма близким от залежи контуром питания (1 км). Это месторождение можно рассматривать как основное, но с применением законтурного заводнения Из табл. 25 (поз. 1 и 10) видно, что при почти неизменном числе скважин (38 и 34) суточная добыча возрастает с 698 до 999 т. Если применить заводнение для месторождения с более отдаленным контуром питания, тогда (согласно фиг. 102) при том же числе скважин добыча увеличится в еще большей степени. Для того чтобы установить, при каких условиях целесообразно увеличивать текущую добычу нефти за счет увеличения числа скважин и при каких — за счет нагнетания рабочего агента с поверхности, следует, предварительно проверив техническую возможность применения нагнетания того или иного рабочего агента, установить экономические показатели разработки без нагнетания и с нагнетанием, с учетом в последнем случае всех дополнительных затрат, связанных с инжекцией рабочего агента. Определив уровень добычи, при которой целесообразно производить дальнейшее ее увеличение за счет нагнетания в пласт рабочего агента, следует строить кривую зависимости себестоимости нефти от годовой добычи (фиг. 108 и т. д.) до установленного уровня добычи, исходя из естественных условий, а после установленного уровня, исходя из условий нагнетания в пласт рабочего агента. Во всех случаях разработки, осуществляемой в соответствии с нашей методикой, выдерживается принцип — дать народному хозяйству необходимое количество нефти с наименьшими народнохозяйственными издержками. Таков пример увязки проектирования разработки отдельного месторождения с экономическим районированием добычи нефти. § 4. РАЦИОНАЛЬНЫЙ РАЗМЕР ГОДОВОЙ ДОБЫЧИ НЕФТИ С ОТДЕЛЬНЫХ ПЛАСТОВ МНОГОПЛАСТОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

В нашем исследовании мы употребляем термины месторождение, залежь, пласт. Во всех случаях имеется в виду о б ъ е к т разработки, г. е. либо месторождение, если оно является территориально обособленным и однопластовым, либо пласт, если он входит в состав многопластового месторождения. Выбор очередности и темпов разработки различных пластов одного и того же месторождения, являющегося м н о г оп л а с т о в ы м , в принципе также решается с позиций экономического районирования. Рациональное распределение добычи нефти между пластами многопластового месторождения принципиально не отличается от рационального распределения добычи нефти по однопластовым месторождениям, хотя особенности многопластовых месторождений накладывают отпечаток на методику расчетов. Так, территориальные удобства многопластового месторождения с точки зрения организации промыслового хозяйства, одновременно осуществляющего эксплоатацию скважин, проведенных на различные пласты, позволяют; 1) сэкономить на затратах труда рабочих всех категорий и инже-

318

Глава XX

нерно-технического персонала при одновременной разработке на территории одного промысла нескольких пластов; 2) сэкономить в капитальном строительстве промыслов на коммуникациях, резервуарном парке и т. д. при одновременном обслуживании поверхностным оборудованием и подсобным хозяйством промысла разработки нескольких пластов. Эта экономия весьма значительна (Баку). Следовательно, компактность разработки многопластового месторождения отражается на уровнях экономических показателей и потому имеет большое значение при выборе рационального размещения скважин. С промыслово-экономической точки зрения одновременная разработка нескольких пластов одним промыслом толкает на р а з р е ж ен и е сетки скважин на каждом пласте, так как экономия, достигаемая благодаря многопластовости месторождения, позволяет уменьшить затраты (труда, металла, материалов и т. д. на одну скважину) при редких сетках до уровня тех же затрат на одну скважину на более плотных сетках. Напомним, что чем плотнее сетки скважин, тем меньше затрат, падающих на одну скважину (например, см. фиг. 92). Здесь сказываются преимущества плотных сеток скважин на поверхности промысла, разрабатывающего многопластовое месторождс ние, которое, если судить по пластам, фактически разрабатывается несколькими редкими сетками скважин. Редкие сетки скважин на пластах многопластового месторождения создают на поверхности, т. е. на промысле, плотную сетку скважин, проведенных на различные пласты. Вместе с тем в другом случае, когда задана добыча по данному многопластовому месторождению или по его отдельному пласту (исходя из заданной добычи зоны) и намечен уровень зональной себестоимости нефти, снижение затрат всех видов на одну скважину благодаря многопластовости месторождения толкает на сгущение сеток скважин (см. гл. XXI). При прочих равных условиях при многопластовости месторождения можно итти на увеличение годовой добычи нефти при заданной суммарной добыче по зоне и при минимальных зональных издержках производства путем сгущения сетки скважин. При этом важно не допустить роста себестоимости в среднем по месторождению. Суммарная добыча нефти по зоне, несомненно, может возрастать за счет достигаемой экономичности разработки многопластовых месторождений К Между прочим, такой экономический подход к системе разработки многопластового месторождения, связанный с экономическим районированием добычи нефти, позволяет оценить системы разработки «снизу вверх», «сверху вниз» и т. д. также и с этих позиций. Метод определения минимальных затрат по месторождению для установления рациональной доли в добыче нефти каждого его пласта здесь вполне применим. Расчет при этом строится по принципу, изложенному выше, т. е„ при распределении заданной добычи нефти между .месторождениями зоны следует стремиться к наименьшим совокупным затратам на разработку данного комплекса объектов (отдельная зона или многопластовое месторождение). Рациональное распределение добычи нефти по пластам месторождения, определяя очередность и темп разбуривания, сетку и число скважин по отдельным пластам месторождения, тем самым вносит 1

Вообще под з а д а н н о й добычей нефти понимается м и н и м а л ь н о необходимая добыча. Увеличение добычи сверх заданной является безусловной задачей нефтяных промыслов.

Метод определения рационального размера добычи нефти

319

существенные коррективы в систему разработки многопластовых месторождений (выбор так называемого базисного пласта, переход разработки от пласта к пласту добуриванием, возвратом и т. п.). Возврат, заменяющий самостоятельную сетку на вышележащем пласте, здесь приобретает особое значение. Весь комплекс природных и организационно-технических условий разработки каждого пласта учитывается при экономически рациональном распределении добычи нефти по пластам, и следовательно, может повлиять на очередность ввода их в разработку, на выбор базисных пластов и на порядок разбуривания пластов: «вверх» или «вниз» от пласта к пласту или одновременно нескольких пластов '. § 5. МЕТОД ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ОЦЕНКИ ПРИРОСТА ДОБЫЧИ НЕФТИ С ВВОДОМ КАЖДОЙ ПОСЛЕДУЮЩЕЙ СКВАЖИНЫ

Выбор рационального числа скважин в системе разработки усложняется вследствие противоположности изменения кривых добычи нефти и прочих показателей с ростом числа скважин в сетке разработки (см. фиг. 99—107): добыча нефти с ростом числа скважин увеличивается, но показатели затрат труда, капиталовложений, себестоимости ухудшаются. Часто также мы не располагаем данными по всем месторождениям района (зоны), что затрудняет применение метода, изложенного в § 4. Как в таком случае найти рациональную степень сгущения сетки скважины па отдельном месторождении? Нами разработан дополнительно метод выбора рациональной степени сгущения сетки скважин в системе разработки, основанный на экономической оценке прироста добычи нефти с вводом каждой последующей скважины на месторождении, учитывая необходимость покрытия потребности зоны в нефти [177]. Прогрессивно возрастающая интерференция скважин с ростом их числа в системе разработки приводит к тому, что текущая добыча нефти с месторождения не дает соответствующего эффекта при увеличении числа скважин. На фиг. 99—104 кривые суммарной добычи XQ выполаживаются. Построим кривую прироста текущей добычи нефти с каждой после дующей скважины на данном месторождении. Прирост добычи нефти с каждой последующей скважины определен по кривой текущей суммарной добычи в целом по месторождению (фиг. 124). Приведенная на фиг. 124 кривая прироста (AQ) показывает ростом числа скважин в системе разработки резкое снижение, соответствующее отмеченному нами выполаживанию добычи нефти по месторождению в целом. В данном конкретном случае интервал значений кривой прироста добычи нефти (^1 Q) весьма значителен: от 78 т/сутки— при редком размещении скважин до 0,5 т/сутки — при плотном размеще!

Критика проф. И. Н. Стряжовым применявшейся в Баку системы разработки «снизу пперх» [62, стр. 312—314], кроме того что она нпсит голословный характер и не подкреплена расчетами и анализом богатейшего фактического материала, накопленного на бакинских промыслах, имеет тот основной недостаток, что не исходит из всесторонней комплексной оценки системы разработки многопластовых месторождений, учитывающей и экономические последствия применения этих систем. Ссылка на разработку якобы псех месторождений США и Канады по системе «сверху ВНИЗА (стр. 314) не может быть признана состоятельным аргументом защиты этой системы, так как эта ссылка дана без какого-либо критического разбора американской практики с исторической, геолого-течнической и экономической точек зрения,

320

Глава XX

нии скважин, причем теоретически эта последняя цифра не является пределом, а стремится к нулю. Вопрос заключается в том, при какой величине прироста на одну скважину становится уже нецелесообразным бурить дополнительные кважины.

оштш Ш Ш W Ш

ш ш

ш /ж

Фиг. 121. Добыча нефти и собестоимость тонны нефти при различном числе скважин на месторождении.

JJQ — с-,гч\1-яг)г1-.щ до5ь1цч нефти з сутки, тыс. т; С — себестоимость тонны нефти; AQ — л>!Грост дзоычм нефти с последующей скважины в сутки, т ; Сд — себестоимость тонны прироста до;"ычЧ нефти с последующей скважины; п — число скважин; 3—16 — число рядов

Рациональным минимумом прироста добычи нефти с каждой последующей скважины, — минимумом, который определил бы явную нецелесообразность дальнейшего уплотнения сетки скважины, несомненно, мог бы явиться такой прирост, который может быть достигнут на других месторождениях района при вводе п-й скважины на них при полном обеспечении потребности зоны в нефти (по плану). Однако на деле задача сложнее. Она разрешалась бы так только в том случае, если бы другие экономические показатели разработки были одинаковы на всех месторождениях. Между тем издержки производства 1 т нефти по одному месторождению не равны издержкам 1 т

Метод определения рационального размера добычи нефти

321

нефти с другого месторождения, даже если по числу скважин разработка месторождений идентична. Различна и трудоемкость разработки и в первую очередь различны условия разбуривания, а следовательно, и стоимость бурения. Поэтому необходимо определить экономические показатели прироста нефти с каждой последующей скважины, дать этому приросту экономическую оценку. Для этой цели определим издержки производства (себестоимость), приходящиеся на этот прирост. На фиг. 124 приведены кривые себестоимости тонны нефти по вариантам разработки месторождения. Эти кривые соединены между собою огибающей, которая проходит по наименьшим значениям кривых себестоимости. Пользуясь огибающей кривой добычи нефти £Q и огибающей кривой себестоимости С, рассчитаем себестоимость прироста добычи нефти с каждой последующей скважины по формуле:

где

С д —себестоимость тонны нефти приращенной добычи с каждой п-й скважины; Q2 и Qi-— добыча нефти в сутки при двух значениях числа скважин— п2 и щ; С 2 и С± — себестоимость тонны нефти при двух значениях числа скважин— /22 И nv На фиг. 124 приведена кривая себестоимости приращенной добычи нефти с каждой последующей скважины (С д ), полученная в результате расчета по вышеприведенной формуле. Кривая себестоимости С д на фиг. 124 отражает условия разбуривания и эксплоатации данного месторождения. Такой показатель позволяет экономически сопоставить варианты разработки месторождения и выбрать рациональное число скважин на нем, обеспечивающее необходимую долю участия данного месторождения в общей заданной добыче нефти по зоне. Аналогичным образом могут быть определены показатели производительности труда, капиталовложений, металловложений на тонну нефти, получаемую с вводом каждой последующей скважины. Зная потребность зоны, или, что то же самое, заданную зональную добычу нефти, зная текущую и перспективную добычу нефти по другим месторождениям, можно установить размер текущей добычи по вновь вступающему в разработку месторождению. Пользуясь кривой фиг. 124, легко можно подобрать число скважин и определить их расстановку на структуре данного месторождения с целью получения заданной добычи нефти. В действительности же экономически рациональная добыча нефти с месторождения сама является искомой величиной. Эта величина может быть определена методом, описанным в данной главе. В этом случае при наличии больших фондов в районе (зоне) необходимо использовать метод оценки по себестоимости прироста (см. кривые на фиг. 124). Уровень себестоимости разработки и транспорта в данный район нефтей других районов будет при определенных условиях являться границей для искомого уровня себестоимости прироста добычи нефти с последующей скважины, после которой продолжать бурить новые скважины на месторождении уже явно нецелесообразно.

ГЛАВА

XXI

ВЛИЯНИЕ ОТДЕЛЬНЫХ ФАКТОРОВ РАЗРАБОТКИ НА ВЫБОР СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ Изложенный выше пример выбора рационального размещения скважин на отдельном месторождении в зависимости от заданной планом добычи нефти по зоне представляет большой интерес для дальнейшего исследования. Условия, принятые для систем разработки 19 месторождений, ir научная основа всех расчетов дают возможность проанализировать влияние отдельных факторов разработки (при всех прочих равных условиях) на экономическое решение задачи выбора рациональной сетки скважин. Зададимся определенной годовой добычей нефти по зоне — 6 и 9 млн. т (см. табл. 25). Все остальные факторы разработки внутрипромыслового характера рассмотрены там же. Их влияние сказалось на выборе наиболее рациональной системы разработки каждого месторождения. Самый метод основан на комплексном рассмотрении показателей» Полученные результаты выбора, занесенные в табл. 25, можно сгруппировать по типу исходных показателей: вязкости нефти, проницаемости, мощности пласта и т. д. Каждый из этих признаков характеризуется тремя случаями: худшим уровнем, средним и лучшим уровнем данного исходного показателя. Так как нам известны принятые за основу всех расчетов уровни исходных показателей (табл. 25), то, оперируя данными табл. 25, можно построить серию кривых влияния уровня отдельного показателя на рациональное размещение скважин (при прочих равных условиях), §

I. ВЛИЯНИЕ

ВЯЗКОСТИ НЕФТИ И ПРОНИЦАЕМОСТИ КОЛЛЕКТОРА

Рассмотрим прежде всего влияние вязкости нефти и проницаемости коллектора на экономически рациональное размещение скважин (при прочих равных условиях), так как эти два природных фактора играют первостепенную роль в поведении пласта во время его разработки и потому (в зависимости от уровня) влияют на размещение скважин. Это влияние можно проследить при рассмотрении его при всех прочих равных условиях. На фиг. 125 изображены четыре кривые зависимости от вязкости: кривая рациональной плотности сетки в среднем на скважину F6 и FQ V

323

Влияние отдельных факторов разработки на выбор

кривая добычи нефти в среднем за год Q 6 и Qg при двух уровнях заданной по зоне добычи нефти — 6 и 9 млн. т. То обстоятельство, что заданы раздельно определенные уровни суммарной добычи нефти по зоне и что все остальные параметры месторождений остаются неизменными, позволяет установить влияние на экономическое решение задачи размещения скважин только одного фактора, — в данном случае вязкости нефти. Рассмотрим кривые фиг. 125, соответствующие заданной добыче в 6 млн. т. Из их анализа видно, что с ростом вязкости нефти (при прочих равных условиях экономически целесообразно итти на разреF

. i

1

i

/ >

t-t, >

3? 28 26 <"*

22 20-

. \

12 10

6

/

\

\ \

V

V

4

18

A

32 30 MO 28 1300 26 1200 2k 22 1W0 WOO 20 god 18 800 16

к

f

/

\

s

\

WO SdO •я he""

— •

t

it L

Ш0 Q9 / 4500

WOO 1500

f

\

10 11)

f 3U

/

500 300 200 WO

; 2 з 4 5 е 7 а з to и

1U 12 10 8 €

m

f

0

*

• \ \I

0

\\\ \

v\

» r

m /

*/

3900 3600 3300 1 , Q b/ 3000

/

f

/

г t

/

0

/' —««i

у

mo

27m

2Ш 1100 1800 Fg 1500 1200 №

•МНШ

600 300

42 Q,t* Ofi 0,8 1 Ц 1,U W 1,8 №

Фиг. 125. Влияние вязкости нефти на размещение скважин (при прочих равных условиях),

Фиг. 126. Влияние проницаемости пласта на размещение скважин (при прочих равных условиях).

Р — площадь на одну скважину, га', Q — добыча нефтн> mlcymKW, у— вязкость нефти, сантипуаз; 6,9—при 6000 или 9000 m нефти в сутки, заданной по зоне.

F — п л о щ а д ь на одну скважину» га; Q-—добыча нефти, т[сутки; к — проницаемость коллектора, дарси.

жение сеток скважин: от 8 до 40 га на скважину. Хотя абсолютные величины этой плотности сеток не имеют безусловного значения, отражая своеобразие данного сочетания факторов разработки (в частности, относительно невысокого задания для зоны по нефти), но размер интервала представляет интерес, показывая, что плотность сетки при вязкости нефти 2—15 сантипуаз меняется в пять раз (см. -F6). При увеличении заданной добычи нефти по зоне до 9 млн. т (что означает значительное напряжение для месторождений зоны) кривая зависимости размещения скважин от вязкости нефти F9 идет уже значительно ниже — в интервале плотности сетки скважин 4—11 га на скважину. Эта кривая положе первой, — плотность меняется примерно в 3 раза. На той же фиг. 125 показана среднесуточная добыча Qe и Ц» с месторождения, которая тем Еыше, чем меньше вязкость нефти. При заданной добыче нефти по зоне 6 млн. г экономически рациональная

324

Глава XXI

добыча нефти (см. Q6) с месторождения, вязкость нефти которого составляет 2 сантипуаза, равна 1460 т1сутки, а с месторождения с вязкостью нефти 15 сантипуаз — всего 200 т(сутки, т. е. в 7 раз меньше. Аналогичные выводы можно сделать и в отношении влияния на размещение скважин проницаемости пласта (фиг. 126). Точно так же, как и на фиг. 125, фиг. 126 фиксирует экономическую целесообразность при ухудшении данного параметра месторождения — при снижении проницаемости пласта — итти на разрежение сетки скважин и, наоборот, при увеличении проницаемости уплотнять сетку. Особенностью кривых F6 и F9 на фиг. 126, в отличие от кривых фиг. 125, является большая пологость их при высоких значениях проницаемости (1,0—2,0 дарси) и весьма сильная крутизна на интерзале 0,1 —1,0 дарси. Таким образом, хотя при высоких значениях проницаемость пласта уже практически не толкает к разрежению сетки, в общем же кривые F6 и F9 (фиг. 126) показывают, что при нашем исходном требовании — обеспечить добычу нефти в объеме 6 или 9 млн. г, запланированную по зоне при минимальных издержках производства, — необходимо уплотнять сетку, увеличивая число скважин на пласте, если проницаемость коллектора возрастает. Вывод из анализа фиг. 126 кажется неожиданным, потому что до сих пор считалось общепринятым, что при увеличении проницаемости необходимо ставить скважины реже, а при низкой проницаемости чаще, уплотняя сетку. В данном же случае получается наоборот — уменьшение проницаемости, как и ранее на фиг. 125, и увеличение вязкости нефти заставляют при прочих равных условиях итти на разрежение сетки скважин. Правильно ли это? Рассматриваемые месторождения здесь должны дать соответствующую добычу нефти, которая, в комплексе всех условий и факторов разработки 19 месторождений зоны, обеспечивает в своей части, скажем, 9 млн. т нефти по зоне. Как видно из данных табл. 25, себестоимость тонны нефти снижается по мере увеличения проницаемости коллектора. Среднегодовая добыча нефти с месторождения Q& соответственно с сокращением срока разработки пласта при высокой проницаемости возрастает, причем возрастает почти по прямой линии (см. Q9 на фиг. 126). Правильность построения кривей Q9 (как и <3б) подтверждается между прочим и тем, что при проницаемости, равной нулю, обе кривые Qe и Qg на фиг. 126 также стремятся к нулю. При ненапряженном плане по зоне (6 млн. г) проницаемость уже в 0,5 дарси заставляет принять предельно (для данных условий) разреженную сетку, а именно 18,2 га; дальнейшее ухудшение проницаемости (ниже 0,5 дарси) заставляет, как видно на фиг. 126, отложить разработку такого месторождения (при заданных условиях). Следовательно, высокая проницаемость коллектора является мощным естественным фактором, позволяющим принять большую текущую добычу с месторождения при низкой себестоимости нефти. Если же мы, сравнивая два месторождения с высокой и низкой проницаемостью нефтеносных коллекторов, хотим обеспечить о д и н а к о в у ю т е к у щ у ю д о б ы ч у нефти на них или, что то же, одинаковый срок разработки, не считаясь с другими задачами (с требованиями наибольшей добычи в районе по плану при низких издержках производства), то, несомненно, необходимо на месторождении с высокой проницаемостью коллектора поставить значительно меньшее число

Влияние отдельных факторов разработки на выбор

325

скважин, чем на месторождении с низкой проницаемостью. Последнее будет иметь, следовательно, более плотную сетку скважин, но будет выработано в течение одинакового периода с месторождением, характеризующимся высокой проницаемостью коллектора. Исходя из этих рассуждений, кривые F6 и F9 пошли бы в противоположном направлении по сравнению с фиг. 126. Плотная же сетка скважин на месторождении с низкой проницаемостью в этом случае обеспечила бы одинаковую текущую добычу со сравниваемым месторождением высокой проницаемости. Однако это было бы достигнуто ценою бурения большого количества скважин, чем бы определилась весьма высокая себестоимость нефти при разработке месторождения с низкой проницаемостью коллектора. В отношении фактора вязкости нефти все эти рассуждения сохраняют свою силу. Экономически целесообразность более редких сеток при плохой проницаемости пласта и более плотных — при хорошей проницаемости подкрепляется еще тем обстоятельством, что абсолютные значения текущих дебитов скважин, несмотря на большую интерференцию скважин, расположенных на хорошо проницаемых коллекторах, обычно настолько велики, что они легко «окупают» плотную сетку скважин. Низкие же абсолютные дебиты скважин, расположенные на плохо проницаемых пластах, вызывают необходимость ставить скважины реже с тем, чтобы на каждую из них приходилось большее поле действия (свободная площадь) с относительно большим запасом нефти 1 . § 2. ВЛИЯНИЕ МОЩНОСТИ, ПОРИСТОСТИ ПЛАСТА И КОЭФИЦИЕНТА ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПОР

Анализ влияния на размещение скважин мощности пласта (фиг. 127), а также пористости и ксэфицнента использования пор (фиг. 128), проведенный при прочих равных условиях разработки и при заданной добыче нефти по зоне в б и 9 млн. т, указывает на то, что объем экономически целесообразного запаса нефти, извлекаемого каждой отдельной скважиной, имеет большое значение. По этим двум фигурам можно проследить, что при увеличении мощности пласта (с 4 до 30 м) и при росте пористости и коэфициента использования пор (от 0,03 до 0,25) экономически целесообразно итти на уплотнение сетки скважин (см. кривые F и Q на фиг. 127 и 128). Различные размеры промышленных запасов нефти на месторождениях в зависимости от того, каковы мощность пластов, пористость и коэфициент использования пор, вызывают необходимость менять сетку. Но во всех аналогичных случаях одна скважина отберет определенный экономически рациональный запас нефти — часть промышленного запаса месторождения. Что скважина проигрывает на мощности 1

Проф. И. Н. Стрижов, полемизируя с А. П. Крыловым [62], считает, что на малопроницаемых пластах расстояния между скважинами должны быть меньше» чем на высокопроницаемых. «Это — общепринятый принцип и в США, где он оправдал себя практически» (стр. 292), Такая постановка вопроса игнорирует народнохозяйственный критерий решения проблемы, заключающийся в достижении максимальной добычи нефти в стране, которая обеспечивается наиболее экономически эффективным использованием наличных или перспективных трудовых и материальных ресурсов производства. Рекомендуемые проф. И. Н. Стрижовым более уплотненные сетки скважин на малоэффективных малопроницаемых пластах, как принцип, неизбежно в конечном счете при таком использовании наших ресурсов определят значительно меньшую совокупную добычу нефти по стране (по районам) против возможной при правильном размещении скважин.

Глава XXI

326

пласта, то она выигрывает на его протяженности. Поэтому выигрыш на большей мощности пласта позволяет сократить поле действия данной скважины, т. е. уменьшить расстояние от нее до соседних скважин, другими словами, уменьшить свободную площадь, приходящуюся на одну скважину (сгустить сетку). Этот вывод правилен и для фактора пористости и для коэфициента использования пор.

24 22 20 18 16

Q

\\

/

V\ \\ NкУ ч /

to 8 6

шо шо то

д

3600 3200 2800

\

\

12

09 /

4

i*

"«Si

r

г

в

/

>

/

У "Ч • « ^

2000

h *• i

•

——

woo

1200 800 4GC

В 10 12 /4 16 1В 20 22 г< 25 ZZ Г

Фиг. 127. Влияние мощности пласта на размещение скважин (при прочих равных условиях). F — площадь на скважину, га", Q —добыча нефти, т/сутки; h — мощность пласта м.

QJJ2 0,06

OJ

Фиг. 128. Влияние пористости и коэфициента использования пор на размещение скважин (при прочих равных условиях). F — площадь на одну скважину; Q — добыча нефти, т/сутки; а — пористость х циент использования пор.

Ясно, что при малой пористости и низком коэфициенте отбора скважина должна отобрать определенный запас нефти,, который в этом случае будет располагаться на большей площади месторождения. Поэтому-то в данном случае целесообразно увеличивать свободную площадь, приходящуюся на одну скважину. Этим будет обеспечиваться наибольшая добыча по зоне при наименьших затратах. § 3. ВЛИЯНИЕ РАССТОЯНИЯ ДО КОНТУРА ПИТАНИЯ

На размещение скважин и экономические показатели разработки оказывает влияние также и расстояние до контура питания. Это влияние, рассмотренное нами при всех прочих равных условиях, приводится на фиг. 129. Здесь, так же как и ранее, ухудшение показателя (рост расстояния до контура питания от 2 до 50 км) вызывает необходимость увеличения свободной площади, приходящейся на одну скважину (Fe и F9).

Аргументы сохраняются те же, что и при рассмотрении влиянии вязкости и проницаемости. Если нам нужно обеспечить получение необходимой для зоны добычи нефти при минимальных затратах по зоне, то мы должны исходить из характера кривых F и Q на фиг. 129. Если же нам надо в наиболее короткий или в о д и н а к о в ы й срок разработать месторождения с различными контурами питания (2, 10, 50 км и т. д.), то ясно, что на месторождениях с близким контуром питания надо ставить значительно

Влияние отдельных факторов разработки на выбор

327

меньше скважин (редкая сетка), чем на месторождениях с отдаленным контуром питания. Все зависит от задачи, которая ставится перед конкретным месторождением. Решая вопросы районирования добычи нефти с учетом наличия других нефтяных месторождений, мы далеко не всегда и не везде можем ставить на отдельном месторождении любое количество скважин. Само понятие «наиболее короткий» срок разработки месторождения, если оно взято в отрыве от комплекса условий, ни о чем не говорит. Погоня за наиболее быстрой разработкой отдельного месторождения, требующего тем большего количества скважин, чем хуже его параметры (проницаемость, коллектора, вязкость нефти, пористость и мощность пласта, расстояние до контура питания), чаще всего задерживает разработку других более мощF ных месторождений района, отвлекая 55 / силы и средства (рабочая сила, стан50 / ки, энергия, материалы и т. д.) и тем да 45 самым снижая общую суммарную до1600 бычу нефти с месторождений района в 35 то целом. J 30 поо / \ Критерием выбора остается ком- 25 1000 плексное рассмотрение всех условий и 20 ч 800 показателей, среди которых важней600 15 шее место принадлежит факторам на-=£ 10 ш роднохозяйственного значения, выра5 2(Ю женным в плане добычи нефти по О району. При имеющихся в распоряже5 10 15 20л25 30 35 кО 45 50 С нии нефтедобывающей промышленности или перспективных ресурсах вы- ф и г > 1 2 9 . влияние расстояния до полнение и перевыполнение плана до- контура питания на размещение бычи достигается экономным, рацио- скважин (при прочих равных услональным расходованием этих ресурсов. F виях). i

к

••«••В

т

~

Искусственное Приближение КОНТ\J

/У

•

— площадь на одну скважину, га; Q —

добыча нефти, т/сущни;

I—расстояние

ра питания путем нагнетания воды за контура питания, контур нефтеносности позволяет для выработки пласта в з а д а н н н ы й с р о к бурить на нем значительно меньшее число скважин, т. е. осуществить более редкую сетку скважин, чем это было бы без нагнетания воды. Анализ динамики кривых на фиг. 129 показывает, что приближение контура питания (а это может быть достигнуто методами интенсификации), позволяет сгущать сетку скважин, т. е. итти на дополнительное увеличение текущей добычи с месторождения. В этом случае относительное значение данного месторождения в зоне таково, что чем лучше будет данный его параметр (расстояние до контура), созданный естественными условиями или методами нагнетания, тем большею должна быть текущая добыча нефти с данного месторождения при прочих равных условиях разработки и внешней (зональной) обстановки. Увеличение же текущей добычи Q требует уменьшения F, т. е. с г у щ е н и я сетки. Таким образом, при необходимости повысить заданный уровень текущей добычи нефти для данного месторождения, обеспечивающей в своей доле минимальную зональную себестоимость добычи нефти, применение методов интенсификации толкает на сгущение сеток скважин, т. е. на уменьшение F (см. фиг. 129). Все зависит либо от заданного срока разработки отдельного объекта, либо от относительной роли

328

Глава XXI

данного месторождения среди других месторождений района или зоны. Чем лучше у с л о в и я разработки данного месторождения, тем выше его доля в добыче нефти по зоне и, следовательно, тем относительно больше на нем можно ставить скважин. § 4. ВЛИЯНИЕ РАЗМЕРА И ФОРМЫ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

На выбор более рационального размещения скважин влияют также размер месторождения (фиг. 130) и его форма (фиг. 131). На фиг. 130 и 131 это видно по динамике кривых F и Q. При большей площади нефтеносности относительно большая часть внутренней зоны залежи оказывается экранированной внешними скважинами. Это обстоятельство нашло отражение в характере кривых F на фиг. 130. Поэтому чем f ВС

10 0

200 ШО

2200 2600 3000 5)

5000

6000 7000

Фиг. 130. Влияние размера месторождения на размещение скважин (при прочих равных условиях).

Фиг. 131. Влияние формы месторождения на размещение скважин (при прочих равных условиях).

F — площадь на скважину» га; Q—добыча нефти» т/сутки; S — площадь нефтеносности, га.

F — площадь на одну скважину, га; Q — добыча нефти, т/сутки; ZQ—суммарная добыча по зоне, млн. т/год; к—круг; о—овал; п — полоса.

больше площадь нефтеносности, тем реже следует размещать скважины (фиг. 130). При прочих равных условиях это обеспечивает необходимый размер текущей добычи нефти для зоны с месторождения (в среднем). Что касается влияния формы месторождения на выбор рациональной разработки нефтяного месторождения, то интересно отметить следующие характерные особенности кривых. Самая благоприятная форма — круговая — позволяет итти при прочих равных условиях на наиболее плотное размещение скважин (Fu). После нее идет овальная форма (Fo), а затем полосообразная (Fn). Все три кривые снижаются, т. е. фиксируют уплотнение сеток скважин при увеличении плана суммарной добычи нефти по зоне в год. Текущая добыча с месторождения соответственно возрастает (Q). Таким же будет характер (в общих чертах) кривых всех 19 месторождений, если их поставить в зависимость от заданной суммарной добычи по зоне.

329

Влияние отдельных факторов разработки на выбор § 5. ВЛИЯНИЕ ТЕХНИЧЕСКОГО ПРОГРЕССА И УЛУЧШЕНИЯ ОРГАНИЗАЦИИ ТРУДА

До сих пор мы рассматривали влияние естественных факторов разработки на размещение скважин. Теперь мы проследим за влиянием на размещение скважин и экономические показатели повышения техники разработки и организации труда при разбуривании и эксплоатации месторождения (через издержки производства). Сюда могут быть отнесены изменения и в обслуживающих производствах, проявляющиеся в росте или снижении отпускных цен. Этот анализ, тем более важен, что организационно-технические условия, выраженные через стоимость бурения и оборудования скважин (фиг. 132) и через коэфициент изменения эксплоатационных затрат (фиг. 133), вносят в установление систем F 55 50 45 40 35 30 2, 20 15 W

ч

I

Q 1800 WOO

то 1200

woo 800 600

то 200 200

600

WOO 1Ш с

36 32 18 Ik 20 t6 12 8 U €

П Чд

* * *

— -

•-^

Я— %

тят

/

.•—•

•_^

•ИМИ

т

'

=

1 02 QJ* W9.BW 1

JТ

Q

1000 900 800 700 600 500 Ш 300

гой юс

U V* 16 1.8

Фиг. 132. Влияние стоимости скважины на размещение скважин (при прочих равных условиях).

Фиг. 133. Влияние изменения эксплоатационных затрат на одну скважину на размещение скважин (при прочих равных условиях).

F—площадь на одну скважину, га; Q—добыча нефти, ml сутки; с — стоимость кважины, тыс. руб.

р — площадь на скважину, га; Q—добыча нефти, щ/сутпни; Н3 — коэфициент изменения эксплоатационных затрат на одну скважину.

разработки и их анализ новые моменты, не зависящие от самой системы разработки. А раз это так, мы тем самым выясняем влияние на размещение скважин технико-организационных сдвигов (изменений в технологии и организации труда на промыслах), самостоятельно влияющих на уровень капитальных затрат и издержек производства. Изменение этих факторов вызывает изменение уровня затрат и при одной и той же системе разработки месторождения. Это весьма существенно, если вспомнить, что "мы ранее для удобства сравнения различных систем разработки между собою исходили из п р о ч и х р а в н ы х у с л о в и и технологии и организации труда, не зависящих от особенностей системы разработки. Фиг. 132 четко показывает, как с ростом стоимости скважины (затраты на бурение и оборудование их) от 100 до 1500 тыс. руб экономически целесообразно итти на разрежение сетки: от 2 до 17 га на скважину при напряженной добыче нефти по зоне (9 млн. г) и от 7,1 до 60 га при добыче нефти по зоне в 6 млн. т. На фиг. 133 видно, что с удорожанием эксплоатационных затрат на одну скважину, не зависящих от особенности системы разработки, следует увеличивать расстояния между скважинами (см. г6 и г9)

330

Глава XXI

Интервал уплотнения сеток (при F6—от 16,2 до 40 га и при F9— от 6 до 9 га) на фиг. 133 не так велик, как на фиг. 132. Этообъясняется тем, что на фиг. 132 приводится зависимость уплотнения сетки от стоимости скважины, не зависящей от времени разработки. На фиг. 133 эксплоатационные затраты на скважину зависят не только от абсолютного уровня затрат, но и от времени разработки. Эта зависимость показателя фиг. 133 от срока разработки — тем большего, чем реже расставлены скважины, — экономически заставляет итти на большее уплотнение сетки скважин (см. кривые F& и F9 на фиг. 133 при коэфициенте эксплоатационных затрат 2,0), чем это было бы целесообразно при независимости показателя от времени разработки (см. на фиг. 132—133 соответственно кривые F6 и F9). Все абсолютные значения наших кривых на фиг. 132—133 будут меняться в случае изменения заданной по зоне добычи нефти, числа и геологических особенностей месторождений в зоне, уровня техники и динамики общих технико-организационных показателей разработки и т. д. В каждый данный момент может создаваться своеобразное сочетание условий, факторов разработки, которые необходимо вводить в анализ. Но общие тенденции, выявленные здесь в результате нашего исследования, несомненно, остаются правильными.

Р

А

З

Д

Е

Л

Ш

Е

С

Т

О

Й

КОМПЛЕКСНОЕ ПРОЕКТИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ (Практические примеры на месторождениях Кура-Цеце, Абузы и месторождении девонской нефти в Туймазах)

ГЛАВА

ххн

РАЦИОНАЛЬНАЯ РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ КУРА-ЦЕЦЕ И АБУЗЫ (КРАСНОДАРСКИЙ КРАЙ) § 1. ОРГАНИЗАЦИЯ РАБОТ

Проектно-исследовательское бюро разработки нефтяных месторождений Московского нефтяного института им. акад. И. М. Губкина на протяжении 1941 — 1947 гг. подготовило ряд проектов разработки, которые в настоящее время внедрены в промышленность. В этих проектах был применен комплексный метод проектирования, а выбор рациональной схемы размещении скважин был экономически обоснован с учетом как районной, так и общей народнохозяйственной обстановки. Проект разработки месторождений Кура-Цеце и Абузы Краснодарского края был закончен Бюро МНИ в 1944 г. к началу их повторной разработки после Великой Отечественной войны [196]1. Обе нефтеносные площади эксшюатировались до войны; они были разбурены 90 скважинами. По намеченной равномерной треугольной сетке предполагалось довести число скважин до 120 (в основном за счет Абузов). В результате временной оккупации немецкими захватчиками Кубани в 1942—1943 гг. оба месторождения, так же как и другие промысла Краснодарского края, оказались полностью выведенными из строя: наземные сооружения были разрушены, а скважины ликвидированы. Сохранилась лишь частично эвакуированная документация, с помощью которой и были восстановлены данные, необходимые для проектирования новой разработки. Геолого-промьтсловые данные были собраны (в виде таблиц и карт) бригадой геологов Краснодарнефтекэмбината под руководством гл. геолога В. Ф. Андрейко. Дальнейшая обработка этих материалов и определение по ним расчетных данных были произведены геологопромысловой группой Бюро. 1

Эта работа была выполнена по заданию промышленности, так как было признано, что «как показали работы Проектио-исследовательекого Бюро по разработке нефтяных месторождений МНИ, рациональная разработка нефтяных месторождений возможна лишь на основе комплексного применения методов геологии, подземной гидравлики и экономики» (из приказа Народного Комиссара нефтяной йромышленности № 142 от 26 февраля 1944 г.).

332

Глава XXII

В основу данной главы положена работа А. П. Крылова, М. М. Глоговского, С. Т. Короткова, Н. М. Николаевского — «Рациональное размещение скважин на месторождениях Кура-Цеце и Абузы Краснодарнефтекомбината» [196]. § 2. ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА

МЕСТОРОЖДЕНИЙ

I. Месторождение Кура-Цеце В середине 1942 г. промысел Кура-Цеце был ликвидирован. В последующее время месторождение находилось в консервации. Хотя отбора нефти в это время не производилось, но вследствие выравнивания пластового давления за счет напора краевых вод состояние нефтяных залежей должно было несколько измениться. Ниже приводятся данные по месторождению Кура-Цеце с учетом возможных изменений за время консервации, на основе которых нами и решается задача повторной разработки месторождения. I. Строение нефтяной залежи

Залежь нефти приурочена к песчаным отложениям III горизонта, представленного чередованием песчаных и глинистых прослоев. Пески выклиниваются в восточном, западном и южном направлениях и развиваются к северу, образуя на фоне моноклинального залегания пород 67 25 20 1Ь W

№

Фиг. 134. Структурная карта по кровле ill горизонта.

Фиг. 135. Схема эффективной мощности песков III горизонта Майкопской свиты.

заливообразную форму нефтяной залежи. Глубина залегания нефтяных пластов в соответствии с моноклинальным залеганием пород увеличивается с юга на север, достигая у контура залежи 1350 м. В южной части, примерно на линии первого ряда скважин, глубина залегания нефтяных пластов уменьшается до 850 м, а еще далее к югу головная часть одного из прспластков даже обнажается на поверхности, давая выход нефти у сел. Кура-Цеце.

Рациональная разработка месторождений Кура - Цеце

333

Структура залежи по кровле (фиг. 134) рисуется слабо вогнутыми к югу изогипсами, закономерно разрежающимися к северу, что указывает на выполаживание моноклинали в этом направлении. Контуры отдельных пачек песков не совпадают в плане, и, как правило, в направлении с юга на север наблюдается появление пропласт коз песков, залегающих ниже, с уменьшающимися контурами распространения. Поэтому изогипсы, проведенные по нижней поверхности песчаной залежи, как отражающие различные пачки в центральной и краевых частях, имеют резко } вогнутую к югу форму строения. Суммарная мощность песков имеет наибольшую величину в осевой части залежи, ление песков по площади изоРаспределение песков по площади изображено изопахитами, 631

лв

f

44LXP / / Фиг. 136. Карта контуров нефтяной залежи. 7—контур общий III горизонта; 2—контур нижней пачки; 3—контур средней пачки; 4 — контур верхней пачки; 5— начальный контур воды по кровле Ш горизонта; б—осевая линия наибольшего развития песков; 7—линия наибольшего продвижения воды по подошве III горизонта после консервации; $—начальный контур ооды по кровле I I I горизонта после консервации; 0 — контур воды по верхней пачке; Ю — контур воды по нижней пачке; /7 — контур воды по средней пачке.

я

Ш

Фиг. 137. Схема эффективной мощности III горизонта Майкопской свиты: / — первая пачка; /J — вторая пачка; ///—третья пачка.

направление которых закономерно повторяет контуры залежи (фиг. 135). Однако необходимо иметь в виду, что форма изопахит схематизирована, и действительное распространение песков, как это показано проф. В. Н. Дахновым [196], имеет более сложную форму. Нефтяная залежь Кура-Цеце условно подразделена на три нефтяные пачки. Контуры этих трех пачек показаны на фиг. 136, где видно некоторое несовпадение их в плане. Соответственно не совпадают формы изопахит [фиг. 137]. До консервации месторождения разработки всех трех пачек велись совместно. В настоящем проекте расчет всех данных произведен раздельно для каждой пачки. 2. Коллекторские свойства песков

Лабораторных исследований коллекторских свойств песков по месторождению Кура-Цеце не имелось. Поэтому соответствующие пара-

334

Глава XXII

метры для характеристики пласта пришлось брать по аналогии или вычислять косвенным путем по данным эксшюатации скважин. По данным геологического отдела Краснодарнефтекомбината средняя пористость песков была принята равной 20% и коэфициент нефтенасыщенности — 75%. С учетом последнего коэфициент использования пор был принят равным 0,5. Проницаемость песков определена двумя способами: по коэфидиентам продуктивности и по начальным дебитам. 1) Определение проницаемости по коэфициентам продуктивности Данные о коэфициентах продуктивности имелись для 39 скважин Кура-Цеце. Отмечались весьма большие колебания величин коэфиииента продуктивности, что объясняется различной мощностью пачек нефтяных песков, вскрытых фильтром. Чтобы получить более однородные данные, для каждой скважины вычислены удельные коэфициенты продуктивности, т. е. коэфициент продуктивности на 1 м вскрытой мощности нефтяных песков (см. табл. 26), Однако и величины уд, коэфициентов продуктивности сильно колеблются (фиг. 138), что зависит уже от различной проницаемости песков и условий эксплоатации скважин. Резко отклоняется уд. коэфициент продуктивности по скв. № 45» поэтому из расчетов эта скважина исключена. Суммировав коэфициенты продуктивности и эффективную мощность вскрытых песков, получим средний уд, коэфициент продуктивности пластов К-0,408 т/сутки . м Средняя проницаемость пласта была подсчитана по формуле: г. 7,5.2л

где Я о *=

0,408.10.2,3-3 = 0,596 дарси> 7,5.2-3,14

м; Таблица

26

Уд. коэфициенты продуктивности по скважинам Кура-Цеце X

s

X

1 ев

а н s

Я

о

н и а

u

4 5 6 7 8

0,475 0,47 0,61 0,33 0,23

13 19 21 23 27

0,18 1,05 0,24 0,90 0,44

34 35 36 37

38

0,29

10 12 13

0,17 0,4Г> 0,22

28 29 30 31 32

0,13 0,18 0,29 0,07 0,22

39

0,24

16

17

0,08 0,38

5 s >•

m j£

41 43 44 46

Э с ас

3И н ка

га

£ ?•* ы

а

Уд. циен дукт

*

а н s

•в-сьо

•©•CUO

Уд. циен дукт:

га

й - СХ О О Е о С га

1

ж

Ь"1 S О о о Р. с CQ я '& О О

в о &

0,45 0,90 0,50 0,30

47

С,48

0,59 0,39

0,72 0,80

50 51

55

0,32 0,62 0,46

56 63 65 71

0,43 0,40 1,10 0,18

2) Определение проницаемости по начальным дебитам Начальные дебиты скважин за первый месяц эксплоатации были известны. Поделив начальный дебит на вскрытую эффективную мощность песков, получаем начальный уд. дебит на 1 м вскрытой мощ-

Рациональная разработка месторождений Кура-Цеце

335

ности песков (фиг. 139). В среднем из 57 скважин уд. начальный дебит равен 7,12 т/м . сутки. Расчет средней проницаемости велся по формуле: и

у я

с

г

с

7,12-10 6,9

л

При этом депрессия в среднем была равна 25 ат. Как среднее из двух определений средняя проницаемость по месторождению Кура-Цеце была принята равной к = 0,5 дарси. Определить по имеющимся данным пористость и проницаемость песков по отдельным пачкам и частям площади не представляется

Фнг. 138. План-диаграмма уд. коэфициентов продуктивности.

Фиг. 139. План-диаграмма начальных уд, дебитов.

возможным. Значительные отклонения проницаемости, определенной по начальным дебитам, от средней, вероятно, указывают, что показанная величина депрессий является преувеличенной. Поэтому для дальнейших расчетов депрессия была принята равной 20 ат. 3. Построение контуров нефтеносности

Начальный контур нефтеносности был определен по скв. № 15,, где водо-нефтераздел проведен по отметке 1350 м, что при высотной отметке скважины 293,4 м дает абсолютную отметку 1056 м. Однако в более высоком интервале (1313—1350 м) среди нефтяных пачек по кароттажной диаграмме выделяются отдельные водяные пропластки. Лишь выше, на глубине 1302—1310 ж, прослеживается чисто нефтяная пачка. Таким образом, уже в начальной стадии разработки горизонтальность водонефтяного контакта была нарушена. В последующем вследствие неравномерного отбора нефти из различных пропластков продвижение краевой воды по ним происходило неравномерно, что еще более искажало первоначальное положение кантакта.

336

Глава XXII

Поскольку под фильтром находились все пачки нефтяной залежи, постольку по данным обводнения скважины можно определить лишь общую линию максимального продвижения воды, которая на момент консервации языком по осевой части залежи достигала отметки в пределах от 930 до 914 м (скв. № 31, 36, 37).

58 50& 52 53 5*55 56 57

2к 1818 3 12 16

7 t

k93BW3? k 31.35 з1

5 10 13

9 8 2021

11 26 69 4/ 25 27 23 29 30 32 I Пачка

и пачка

71 70

Ш Пачка Общая мощностьШгориэомта Фиг. 140. План-диаграмма эффективных мощностей песков III горизонта. 7 — скважины; 2 — первая пачка; 3 — вторая пачка; пачка; 5 — общая мощность I I I горизонта.

4 —третья

Во время консервации благодаря напору краевых вод происходило восстановление давления, продвижение и выравнивание контура воды. Поскольку циркуляция жидкости между пластами до известной степени могла происходить по стволам старых скважин, распределение воды и нефти в приконтурной зоне может быть довольно сложным. По скважине, законченной бурением в начале сентября 1944 г., общий характер распределения воды и нефти близок к таковому в вышеуказанной скв. № 15.

Рациональная разработка месторождений Кура-Цеце

337

Так как для расчетов приходится осреднять отметки положения водо-нефтераздела и считать его горизонтальным, принимаем отметку — 920 м. По этой средней отметке условно горизонтального контура и мощности отдельных пачек на карте спроектированы средние линии, отделяющие контурную воду от нефти по каждой из трех пачек в отдельности (фиг. 136). Контур распространения песков для каждой пачки проведен на основе данных о мощностях этих пачек в скважинах. По каждому поперечному ряду скважин графически вычерчивались кривые эффективных мощностей песков (фиг. 140) . Экстраполяция этих кривых до пересечения с осью абсцисс дала нулевые мощности на определенном расстоянии от крайних скважин. Линия, описывающая на карте нулевые мощности песков по асем рядам, и являлась контуром распространения песков для данной пачки (фиг. 136). Графически же определена зависимость площади поперечного сечения эффективной мощности и ширины залежи от расстояния до вершины залежи. По поперечным разрезам (фиг. 140), по которым ранее вычислялись нулевые линии мощностей, были подсчитаны площади сечения эффективной мощности песков и ширина залежи. На основе этих данных была построена для каждой пачки и по всей залежи в целом графическая зависимость величины площади любого поперечного сечения F, мощности песков и ширины залежи S от расстояния от вершины залежи /?. Уравнения этих кривых выразились следующими формулами: F =агЯ,

S =а

— 250),

F 3 = ditf >

Sx = b

S 3 = <*2 V'R-

4. Режим пласта и пластовое давление

Естественный режим проектных залежей рассматривается как одновременно действующее сочетание двух режимов: 1) гравитационно-водонапорного режима и 2) режима растворенного газа. Это означает, что краевые воды активные, обладают постоянным напором, под действием которого при разработке залежи происходит продвижение водонефтяного контакта и вытеснение нефти к внешним рядам скважин. Одновременно внутренняя, экранированная от напора вод область залежи в начальный период эксплоаташш дренируется благодаря работе расширения газа, растворенного в нефти. Постоянство напора в водоносной области обеспечивается большими размерами, значительной мощностью и высокой проницаемостью этой области. Запасы воды в ней настолько велики по сравнению с запасами нефти, что даже при отсутствии внешнего питания пластовое давление на некотором отдалении от залежи может быть принято постоянным. Возможной областью питания является район рек Чекох и Пшеха, наименьшая отметка которого (над уровнем моря) равна 230 м. При этом предположении первоначальное пластовое давление на начальном контуре нефтеносности определяется формулой: пп

=

У ( Я + 230) 1,01х(1056 + 230) _ ^ = j —

urn,

338

Глава XXII

где г—уд- вес воды; Я—отметка зеркала воды от уровня моря. При освоении одной из первых на месторождении скв. № з в марте 1938 г. при промывке ее до чистой воды отмечено слабое переливание жидкости, что указывает на пластовое давление для данного участка порядка около 100 ат. Пересчитывая ее на контур нефтеносности, получаем пластовое давление более 120 ат, что подтверждает определенную выше величину начального пластового давления на контуре. В начале 1941 г. по той же скв. № 3 пластовое давление определено в 50 ат, а в северной части залежи — в 70 ат. Таким образом, за время разработки месторождения пластовое давление снизилось примерно наполовину. Исходя из факта активного действия пластовых вод» приходится допустить, что за время консервации месторождения происходило восстановление пластового давления и продвижение контура воды к югу. Это предположение подтверждено на повторно разрабатываемых месторождениях Широкая Балка и Асфальтовая Гора, где пластовое давление возросло примерно на 30 ат. Поэтому принимаем, что давление на месторождении Кура-Цеце также возросло. Для •000 '500 7000 2500 расчетов начальное давление нз Фиг. 141. Изменение пластового давления контуре воды после консервации зависимости от расстояния до вершины принято в 90 ат, т. е. на 20 ат залежи. выше, чем до консервации. По предварительным данным в скважине, пробуренной в северной части месторождения Кура-Цеце в сентябре 1944 г., пластовое давление было определено равным 80 ат. Пластовое давление вследствие гравитационного фактора уменьшается но восстанию пласта от контура воды к головной части залежи. Это уменьшение пластового давления в зависимости от расстояния до голов, ной части залежи (R) показано графически на фиг. 141. Определив уравнение кривой, находим, что где R — расстояние определяемой точки от вершины общего контура залежи; в частности, давление у контура нефтеносности рн по средней пачке получим, подставляя в приведенном выражении

R= Тогда 5. Газовый фактор

В декабре 1938 г. средний газовый фактор по 16 замеренным скваг жинам определен в 212 м /т. В последующее время получены следующие величины газового фактора: Январь 1941 г.—по 11 скважинам—325 м3/пг Февраль 1941 г.—по 20 „ —350 п Апрель 1942 г. —по 5 —394 „ я

Рациональная разработка месторождений Кура-Цеце

339

Из этих цифр видно, что газовый фактор со временем возрастает, вероятно, в соответствии со снижением пластового давления. 6. Характеристика нефти и газа

Об уд. весе нефти имеются данные по восьми скважинам (№ 16, 33, 37, 42, 45, 51, 54 и 63); ^средний уд. вес нефти определен в 0,87 с колебанием от 0,864 до 0,875. Вязкость нефти при 50° С по пяти замерам определена равной 1,8° Е или 8 сантипуазам, вязкость газированной смеси — соответственно 10 сантипуазам. Средний выход светлых фракций из замеров по десяти скважинам составил 37,68%. Уд. вес газа (по воздуху) из определения по шести скважинам равен 0,664. В составе газа 95—97% метана и от 2,5 до 3,7% тяжелых углеводородов, 7. Определение площади нефтеносности и промышленных запасов нефти

Площадь нефтеносности определена из уравнения n

-f

SdR.

о

Решая это уравнение для каждой из трех пачек, получим. первая лачка—Fx га вторая „ — F2 п третья „ — F3 „ Вычислив для каждой пачки среднюю мощность песков (lit и*, h2 м, /z3 M)f найдем их общий объем по залежи Кура-Цеце: первая пачка — Vi вторая „ — V2 „ третья » —Уз » Объем всех трех пачек; м*.

Наконец, размер запасов нефти равен:

где т — коэфициент пористости; /?— коэфициент использования пор;

7—уд. вес нефти. Все показатели по месторождению Кура-Цеце сведены в табл. 27„ II. Месторождение Абузы 1. Структура нефтяной залежи

Месторождение Абузы является крайним западным из группы Хадыжинских месторождений. Строение его принципиально такое же, как и остальных месторождений Хадыжинской группы, но в деталях во многом от них отличается. Здесь наблюдается более крутое залегание слоев.

340

Глава XXII Таблица

27

Сводная таблица расчетных данных по месторождению Кура-Цеце Р а с ч е т н а я величина

Параметры

Расстояние от в е р ш и н ы пласта до к о н т у р а питания . Расстояние до средней линии контура нефтеносности Т о ж е по верхней пачке . . . . . . . . . . . . . . Т о ж е по средней пачке . . , . . . . . . . . . . * Т о ж е по нижней пачке Т о ж е до произвольного сечения . . , . . „ Т о ж е до первого верхнего ряда . . . . . . . . . . Ш и р и н а з а л е ж и по общему контуру . . . . . . . . Т о ж е по верхней пачке . . . *

. . . .

м

R,

К R

. .

Т о ж е по средней пачке Т о ж е но нижней пачке - . . , . . . . . . П л о щ а д ь сечения пласта , Т о ж е верхней пачки . . . . . . . . Т о ж е средней пачки Т о ж е нижней пачки Распределение пластового давления Пластовое давление н а контуре нефтеносности , . . . , Пористость пласта , Проницаемость пласта Коэфициент и с п о л ь з о в а н и я пор Нефтеносная площадь по верхней пачке Т о ж е по средней пачке Т о ж е по нижней пачке . . . • В я з к о с т ь газированной смеси Уд. вес нефти Уд. вес газа Н а ч а л ь н ы й з а п а с нефти Р а с ч е т н а я депрессия , .

м

(Я-250)

^bi

= 0,Q2 R ! 54

к = 0,5 дарси /3=0,5

Кн н н

= 10 сантипуаз г

= 0,654

Ap=z2§ am

Нарастание песков с юга на север происходит медленно. Весьма вероятно, что соединения отдельных песчаных пропластков в общую пачку в области распространения воды, как это предполагалось для других месторождений, на Абузах не существует. Выклинивание в восточном и западном направлениях происходит довольно резко, вследствие чего залежь нефти имеет форму узкого залива, вытянутого с юга на север. Глубины залегания нефти увеличиваются от 850 м на юге до 1650 м к северному контуру месторождения. По кровле песков структура залежи нефти рисуется слабо вогнутыми изогипсами, закономерно разрежающимися к северу, что указывает на выполаживание моноклинали в этом напргвлении (фиг. 142). В отличие от других месторождений Хадыжинской группы здесь структурная карта по подошве песков выглядит

Рациональная разработка месторождений Кура - Цеце

341

почти так же, как и по кровле песков, что находится в зависимости от малой мощности всей залежи. Нефтяные пески относятся к III горизонту и залегающими между ними глинами четко подразделяются на три пачки. На фиг. 143, показывающей все три пачки в изопахитах песков, видно некоторое несовпа-

Фиг. 142. Структурная карта по кровле III горизонта:

Фиг. 143. Карты равных мощностей псрвой и второй пачек III горизонта:

1 — изогипса по кровле пласта; 2— контур пес1 —общий контур песчанистости; 2 — изопачаной залежи; 3 — контур воды по кровле ниж- хиты первой пачкИ; 3 — изопахиты второй ней пачки; 4—контур воды по подошве нижней пачки, пачки; 5 — контур воды посредине нижней пачки; & —контур воды по верхней пачке-

дение контуров пачек в плане. В действительности изопахиты имеют более сложную форму. Для расчетов нижние две пачки объединены, а третья (верхняя) рассчитывается отдельно. Контуры их взяты одинаковыми по общему контуру залежи. 2. Коллекторские свойства песков

Так же, как и по другим месторождениям Хадыжинефти, лабораторные определения коллекторских свойств песков по месторождению Абузы ие производились; соответствующие параметры пласта для расчета брались из данных эксплоатации или по аналогии с другими месторождениями. По данным геологического отдела Краснодарнефтекомбината первоначально средняя пористость песков была принята равной 18%, нефтена. сыщение пор — 75 %. При расчетах пористость принимается порядка 20 %. Коэфициент использования пор с учетом иефтенасыщения принят в 0,5, что подтверждено некоторыми расчетами по месторождениям Асфальтовая Гора и Широкая Балка. Проницаемость песков определяется двумя способами: по коэфициентам продуктивности и по начальным дебитам.

342

Глава XXII J) Определение проницаемости по коэфициентам продуктивности

Уд. коэфициент продуктивности по данным исследований шести скважин (фиг. 144) определился равным 0,29 т/сутки • ат • м, Вязкость нефти при 50° С по пяти скважинам определена в 1,65° Е, что равняется 7,5 сантипуаза. Вязкость газированной смеси принимаем в 10 сантипуаз, расстояние между скважинами—от 200 до 250 м; поскольку почти все замеры относятся к 1940 г., когда скважины располагались более редко, правильнее принять расстояние в 250 м. В расчетах расстояния между скважинами и были приняты в 250 м, откуда Ro = 125 ж, г с = 0,10 м. Подставляя в формулу расчета средней проницаемости найденные значения, определим проницаемость: ,,

0,29* К). 2/*-3,4

- 0 48 дарси.

£=_...!___

2) Определение коэфициента проницаемости пласта по начальным уд. дебитом (ЗУД определяем по геолого-промысловым данным (фиг. 144) как среднее по 20 скважинам = 9,7 т/сутки. щ р = 30ат (при дальнейших расчетах дебитов новых скважин депрессия принимается в 25 ат); г.

h

~7;41Ге728^зЬ~" ~~ ° ) 5 3

д а

?си*

Среднее из двух определений — 0,5 дарси — принимаем за проницаемость по месторождению Абузы. Следует указать, что по месторождению Кура-Цеце также, получена средняя проницаемость в 0,5 дарси, но соотношение величин по каждому из определений было обратное, т. е. но начальным дебитам меньше, чем по коэфициентам продуктивности. 3. Построение контуров нефтеносности

О2 Фиг. 144. Карта начальных уд. дебитов и коэфициентов продуктивности:

Контуры нефтеносности проводятся совместно для второй и третьей пачек и отдельно для верхней пачки.

1) Контур для нижнего объекта (средняя и нижняя пачки) 7 — коэфициенты продуктивности; 2 — начальные дебиты, Судя по скв. № 15 и № 25, начальная плоскость нефте-водораздела для средней и нижней пачек проходила по отметке— 1410 м от уровня моря. К моменту консервации вода продвинулась вверх по пласту до отметки—1370 м. Так как при этом вода должна была продвигаться быстрее по подошве пласта и по оси залежи, то плоскость водо-нефтераздела неизбежно примет неправильную форму, так как во время консервации происходило некоторое продвижение воды и одновременно выравнивание контура. Поэтому указанную отметку водо-нефтераздела —1370 м примем и на момент восстановления промысла. Проведя проекции пересечения условно горизонтальной плоскости нефте-водораздела

Рациональная разработка месторождений Кура-Цеце

343

с кровлей и подошвой пачек, получим на плане две граничные линии. Для расчетов берем среднюю линию между двумя полученными проекг циями. 2) Контур верхней пачки По верхней пачке песков первоначально контур водоносности был значительно продвинут к югу, что пока объяснить не удалось. К моменту консервации вода продвинулась до скв. № 8, 7, 3. Эту отметку принимаем на момент восстановления промысла и соответствующим образом находим границы воды по кровле и подошве 16 пласта и среднюю расчетную линию между ними. Контуры распространения песков проведены экстраполированием уменьшающейся эффективной мощности песков до полного выклинивания по поik tZ to w перечным рядам скважин (фиг. 145). Зависимость между шириной залежи S и площадью эффективной мощности поперечного разреза F от расстояния до вершины залежи R опреде9

8

7

3

97

F S

500

Фиг. 145. План-диаграмма эффективных мощностей песков III горизонта: 1 — общий контур песчанистостй; 2~— контур пссчаиистости первой пачки; J-— контур песчанистостй второй пачки.

tQOD

WOO

2000

Фиг. 146. Зависимость ширины и площади поперечного сечения эффективной мощности от расстояния до вершины залежи.

лялась графическим путем (фиг. 146), а затем выражена математически: Ft (верхняя пачка) «• btR; (нижняя пачка) = bz(R — 500). 4. Пластовые давлении

Месторождение Абузы гидрологически связано с другими месторождениями Апшероно-Хадыжинской группы. Принимая это положение, определим первоначальное пластовое давление на начальном контуре нефти для Абузинской залежи по формуле: Г п л —"—

пл

у (1+230) 1U

344

Глава XXII

где у—уд. вес воды, равный 1,01; Н—отметка начального контура от уровня моря (1410 м). Отсюда первоначальное пластовое давление определяется в 160— 165 атмосфер. В марте 1941 г. пластовое давление на контуре воды определено по скв. № 6 в 111 ат и по скв. № 10 в 102 ат. На момент ликвидации пластовоэ давление определяется в 105 ат. Поскольку за время консервации под напсфом контурных вод давление должно несколько восстановиться, то расчетное пластовое давление на контуре воды на момент восстановления принято в ПО ат. Вверх по восстанию залежи пластовое давление закономерно уменьшается в зависимости от глубины залегания пласта. Графически это выражается почти прямой линией, несколько выполаживающейся к северу в соответствии с выполаживанием моноклинали (см. фиг. 141). Приводим уравнение этой прямой:

/? = 0,025/?+ 54, где /?—расстояние искомой точки от вершины залежи (см. фиг. 142). В частности, давления у контура нефтеносности равны; —для нижней пачки р» = 0,025/?;, + 54, — для

верхней

пачки Р;;-= 0,025/?;;+ 54. о Газовый фактор

В течение сентября 1941 г. было произведено 45 замеров газового фактора по скважинам, из которых выведена средняя величина в 110,5 м* газа на 1 т добытой нефти. С конца октября 1941 г. по март 1942 г. промысел Абузы находился в консервации. В период март—июнь 1942 г, было произведено еще 7 замеров газового фактора, из которых выведен средний, равный 136,5 м5 на тонну нефти. При возобновлении разработки газовый фактор можно ожидать порядка 130 м3/т. В составе газа от 85,5 до 97,3% метана и от 1,7% до 10% тяжелых углеводородов. 6. Характеристика нефти, газа и воды

Сведения об уд. весе нефти имеются по семи скважинам (№ 5, 6, 10, 11, 12, 17, 22). Уд. вес нефти колеблется от 0,841 до 0,885; в качестве средней величины для расчетов принят уд. вес 0,863. Средняя величина вязкости по пяти замерам при 50° С равна 1,65° Е или 7,5 сантипуаза. Вязкость газированной нефти—10 сантипуаз. Выход светлых продуктов при разгонке по определению в шести скважинах колеблется от 26,27 до 34,69%, в среднем составляя 31,06%. Средний по четырем замерам уд. вес газа по воздуху — 0,73. Соленость пластовых вод — около 600 мг/экв, в основном за счет растворов повареной соли. Уд. вес воды равен 1,01. 7. Площадь нефтеносности и промышленные запасы нефти

Площадь нефтеносности определяется из уравнения:

Fu = f SdR. и

Рациональная разработка месторождений Кура-Цеце

345

Промышленные запасы нефти определяются по следующему уравнению: н

**mf}y f FdR, где т—пористость; р—коэфициент использования пор. Для в е р х н е й пачки

F^Fx^btR Для нижней пачки F=*Fl=*b2(R-5Q0) Суммарный запас составляет:

и Q= и Q =
Сводка всех исходных геолого-промысловых дению Абузы приведена в табл. 28.

данных по месторожТаблица

Сводная таблица расчетных данных по месторождению Абузы Параметры Расстояние от вершины пласта до контура питания . • * * Расстояние от вершины пласта до средней линии контура нефтеносности Т о ж е по верхней пачке Т о ж е по нижней пачке . . . . • Расстояние от вершины пласта до произвольного сечения . . . Т о ж е до первого ряда от вершины пласта . . . Ширина месторождения по общему контуру . . . Площадь сечения пласта Т о ж е д л я верхней пачки Т о ж е д л я средней и нижней пачек * Распределение пластового давления . . . . . . Начальное давление на начальном контуре нефтеносности Пористость пласта , Проницаемость пласта Коэфициент нефтенасыщения . . . . . . . . . Коэфициент использования пор . . . . . . . . . Нефтеносная площадь . , Вязкость газированной смеси Уд. вес нефти Уд. вес газа (по воздуху) Запасы нефти . . . , . , . . . . Расчетная депрессия на пласт . .

Расчетная величина

RH = 10000 м R,

н

RHi

R RQ=700 м = a (R + 380) = b (tf-200)

« 0,025/? j 54 PH = 165 am

« = 0/75 0=0,5 H

— 10 сантипуа:* yH = 0,863

/1/7^25 am

28

346

Глава XXII § 3. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ДЛЯ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ РАСЧЕТОВ

Основные положения, исходя из которых построена схема решения задачи о размещении скважин на месторождениях Кура-Цеце и Абузы, полностью совпадают с положенными в основу аналогичного решения в работе Бюро МНИ, посвященной установлению систем разработки на месторождениях Балка Широкая и Асфальтовая Гора [195]. Все четыре перечисленных месторождения входят в одну и ту же гидрологическую систему, образованную мощными песчаными отложениями III горизонта, заливообразными расширениями которого они и являются. Сформулируем вкратце эти основные положения. 1. В начальный период смешанного режима — в период режима растворенного газа, как показывают подсчеты [195], дебиты скважин, работающих преимущественно при этом режиме, снижаются сравнительно быстро и принимают практически малые значения уже через ]—2 года, в зависимости от расстояния между скважинами. 2. При продвижении контура водоносности приконтурные скважины постепенно заводняются и выбывают из строя, а зона действия водонапорного режима передвигается в направлении к вершине пласта, охватывая последовательно скважины, которые раньше работали при режиме растворенного газа. В конечном итоге вся залежь до вершины вовлекается в зону действия водонапорного режима и после заводнения верхнего ряда скважин она в условиях естественного вытеснения из нее нефти заканчивает свою жизнь. 3. Длительность жизни залежи определяется скоростью продвижения контура водоносности, а эта последняя — отбором смеси нефти и газа из тех скважин, которые работают при водонапорном режиме. Величина же. отбора смеси нефти и газа, в свою очередь, зависит от числа скважин, их взаиморасположения и размещения на залежи, мгновенного положения контура водоносности и от забойных давлений, поддерживаемых на забоях скважин. 4. В начальный период эксплоатации залежи нефть будет поступать как за счет вытеснения водой, так и за счет расширения газа, выделяющегося из нефти, уменьшая в зоне режима растворенного газа насыщенность пород нефтью. Но так как коэфициеит отдачи при этом режиме работы пласта меньше, чем при водонапорном, то область залежи, дренированная при режиме растворенного газа, содержит еще весьма значительные количества нефти, более полное, извлечение которой происходит затем, — в водонапорный период. 5. Изменение добычи во времени, подсчитанное в предположении работы скважин на водонапорном режиме и служащее лишь для определения срока жизни залежи, не соответствует, конечно, действительной кривой добычи, которую можно получить, лишь учитывая существование газового периода работы скважин, в течение которого добыча будет больше подсчитанной. Однако это превышение добычи (за газовый период) будет сбалансировано уменьшением ее на ту же величину в последующий период зкеплоатации. 6. При одном и том же, пока произвольном, числе рядов скважин и равном расстоянии между скважинами в отдельных рядах, а также при определенном режиме забойных давлений существует лишь одна схема расположения скважин на залежи, при которой время полного обводнения залежи достигает своего минимального значения по отношению к любым другим перемещениям рядов. Найденное оптимальное размешение рядов при данном их числе можно рассматривать как один

Рациональная разработка месторождений Кура-Цеце

347

из возможных вариантов размещения скважин. Варьируя как числом рядов, так и расстоянием между скважинами в рядах, можно получить множество возможных оптимальных вариантов размещения различного числа скважин на залежи и определить соответствующие им сроки жизни залежи. 7. Далее среди возможных вариантов размещения скважин необходимо отыскать наиболее рациональный из них, оценивая и сравнивая их относительную геологическую, техническую и экономическую эффективность. При гидродинамических расчетах принимались во внимание следующие особенности: 1. Эксшгоатационный объект (III горизонт) рассматривается состоящим из отдельных пропластков не только для установления порядка вскрытия залежи, но расчленяется с самого начала расчета на пачки со своими контурами нефтеносности, и расчет размещения скважин в дальнейшем производится по пачкам пропластков (по трем пачкам на месторождении Кура-Цеце и по двум на месторождении Абузы). Сетки скважин, определенные как оптимальные по пачкам, затем совмещаются в одну общую сетку для всего III горизонта. При этом частично уже намечается порядок вскрытия пачек различными рядами. 2. Дебиты скважин рассчитываются не в предположении одинаковых забойных давлений в них, а при условии эксплоатации скважин на максимальном уд. дебите в том случае, если забойные давления при этом окажутся выше минимально возможных по техническим причинам и при условии эксплоатации скважин на минимальном забойном давлении, если поддержание максимального уд. дебита привело бы к забойным давлениям, меньшим минимально возможных. 3. Скорость продвижения водонефтяного контура определяется не по дебиту одного первого ряда скважин, а по сумме дебитов всех рядов, работающих на максимальном уд. дебите, и одного последующего ряда, работающего на минимальном забойном давлении. Практически расчет вполне можно ограничивать именно таким числом рядов, так как дебит отдельных рядов под влиянием напора краевой воды при сравнительно крутопадающем пласте ие окажет заметного влияния на продвижение самого контура. § 4. ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ 1. Размещение рядов скважин и расчетные варианты

В § 2 была выяснена связь между эффективным сечением пачек в отдельности и всего горизонта в целом Fn с расстоянием этого сечения от условной вершины горизонта R. При этом было найдено, что она аппроксимируется с достаточной точностью законом прямой линии: где />'п, а,7 — некоторые постоянные, различные для разных пачек, причем рп принимает иногда значение, равное нулю. Это обстоятельство и позволяет нам рассматривать проектируемые залежи как круговые с эквивалентной мощностью, равной - ^

h п

~~

2л'

и применить к ним формулы и графики, полученные раньше для оптимального размещения скважин.

Глава XXII

348

В том, что в эквивалентной круговой залежи расстояния между скважинами в ряду сохраняются те же, что в натуральной, можно убедиться следующим путем. Так как суммарная мощность, вскрытая скважинами в ряду, должна быть одной и той же, то можно написать следующее условие: hm = hm0, где /F—средняя мощность в натуральной залежи в сечении /?; т—число скважин в этом сечении; //—мощность эквивалентной залежи в сечении /?; т 0 — число скважин в этом сечении. Так как 2а *

2п'

где х—искомое расстояние между скважинами в круговой залежи. Подставляя эти значения в предыдущее уравнение, получаем следующее выражение: aR S

откуда

S W

a 2nR 2я х у

Расчет производится по пачкам раздельно, т. е. сначала предполагается, что каждую пачку дренирует самостоятельная сетка скважин; затем, ориентируясь на полученные расстояния между рядами, сетки совмещаются наилучшим образом, так, чтобы удовлетворить условию затраты наименьшего времени при совместной эксплоатации пачек. 1) Месторождение КурпЦеце При помощи диаграммы (фиг, 18) были определены относительные расстояния рядов от вершины по пачкам. Полученные относительные расстояния @п умножением на Rn затем были переведены в абсолютные. Результаты вычислений приве! дены в табл. 29 . Таблица

Число рядов

I пачка

II пачка

29

III пачка

ряда *.

2

4

1

1 2

0,52 0,14

1 2 3

0,685 0,390 0,140

1 2

0,770 0,550 0,330 0,140

3 4

1 186 500

0,616 0,27

1 190 500

0,63 0,295

1071 500

1233 702 250

1483 952 500

0,75 0,50 0,27

1388 925 500

0,76 0,52 0,295

1292 884 500

1386 990 594 250

1636 1240 844 500

0,815 0,63 0,448 0,27

1508 1 166 829 500

С.82 0,64 0,465 0,295

1394 1088 791 500

936 250

В табл. 29 значение R'n равно Rn, уменьшенному на 250 м (расстояние вершины первой пачки от общей вершины залежи).

Рациональная разработка месторождений Кура-Цеце

349

Продолжение табл. 29 Число рядов

I пачка

№

II пачка

III пачка

ряда Qn

Qn

*п

1 2

3 4 5

0,825 0,645 0,470 0,300 0,140

1485 1 161 846 540 250

1735 1411 1 09:» 790 500

0,825 0,69 0,545 0,40 0,27

152$ 1277 1008 740 500

0,85 0,735 0,55 0,405 0,295

1 445 1 199 935 689 500

6

1 2 3 4 5 б

0,850 0,700 0,550 0,400 0,280 0,140

1530 1260 990 720 504 250

1780 1 510 1240 970 754 500

0,875 0.745 0,62 0,50 0,388 0,27

1619 1378 1 147 925 718 500

0,878 0,758 0,638 0,518 0,408 0,295

1493 1289 1085 881 694 500

7

1 2 3 4 5 6 7

0,830 0,730 0,610 0,490 0,370 0,250 0,140

1530 1 ЗГ4 1 098 882 666 450 250

1780 1564 1348 1 132 916 700 500

0,89 0,785 0,68 0,58 0,48 0,37 0,27

1647 1452 1258 1073 888 685 500

0,895 0,79 0,68 0,58 0,48 0,38 0,295

1522 1343 1 156 986 816 646 j 500

1 2

0,888 0,770 0,060 0.550 0.450 0,345 0,240 0,140

1598 1386 1 188 990

1848 1636 1438 1240 1060 871 682 500

0,902 0,808 0,710 0,618 0,530 0,440 0,355 0,270

1668 1495 1314 1 143 981 814 659 500

0,905 0,810 0,720 0,630 0,550 0,470 0,380 0,295

1539 1377 1224 1071 935 799 646 500

5

8

3

4 5 6 7 8

810

621 432 250

Rn

Qn

i

Рассматривая таблицу, замечаем, что наилучшим образом совмещаются по пачкам, исходя из расстояний Rnj следующие варианты по числу рядов. Т а б л и ц а 30 I пачка

И пачка

III пачка

число рядов

8 6 5 4 3

7 5 4

4 3

6 4 4 3 2

Вычисляя совмещенные расстояния, получаем сетки для совместной эксплоатации пачек (табл. 31).

350

Глава XXII

Одновременное вскрытие этих пачек должно быть произведено не по всему горизонту, а только в верхней части его, а именно до R = 1400 м. При R = 1400 м в скважинах будет вскрываться сначала нижняя из нефтеносных в данном ряду пачек, а последующая верхняя будет вскрыта после обводнения и цементировки нижеследующей. Т а б л и ц а 3! II вариант

I вариант

№

ря-

R

да

Вскрытие пачек

R

Вскрытие пачек

j

500 I 690 I 880 I 1070 I 1260 I 1450 (0 1 650 (1) 1850 1

1

2 3

4

о l

а

III вариант

IV вариант

Вскрытие пачек

R

V вариант

R

Вскрытие R пачек

500

I

Вскрытие пачек

i

500 I II III 730 I II III 970 I II III II III 12^0 I II III 1500 (I) <и> III 1780

II II II II II

III III III III

500 I ^00 I 1100 I 1430 (I) 1750

II II II (II)

III III

850

III 1215

III 15£0

I I I

II III 500 I II III 9:0 I II III 1435 £ II

II III

II III II i

f

11

i i ! i j

В качестве расчетных вариантов выбираем варианты I, III, IV и V с расстояниями между скважинами 200, 300 и 400 ж, полагая, что рациональный вариант размещения находится в выбранных пределах. 2) Месторождение Абузы Аналогично предыдущему, получаем и здесь для верхней и Нижней пачек следующие относительные Qn и абсолютные Rn расстояния рядов от вершины пласта (табл. 32). Т а б л и ц а 32 Верхняя пачка

Число рядов

ряда

1

2

6

L

\ 2

1

3

3 1

4

3 4

1

Нижняя пачка1

М Л

Qn

К

4

5

6

0,765 0,51

1 040

0,4925 0,105

945 200

1 445

0,835 0,0725 0,51

1 150 925

0,(55 0,'Ш 0,105

1265

1765 1 175 700

0,675 0,7525 0,63 0,51

1200 1030

0,760

1 445 1000 570 200

700

700

8(0 700

0,:2i

0,300 0,105

675

200

700

1945 1500 1070 700

В этой таблице некоторые пачки помечены в скобках. Это означает, что в данном ряду верхние (указанные в скобках) лачки вскрываются в порядке возврата после обводнения пачки, находящейся ниже.

Рациональная разработка месторождений Кура-Цеце

351

Продолжение

т а б л . 32

Нижняя пачка

Верхняя пачка Число рядов

ряда

Qn

1

2

3

1

5

2 3

4 5

Qn

__ __ — -——

__ — "

""•"

1

2

и

3 4 5

6

_

j

.

__

.

_

_

_

—

1 ,

7

3

4 5 б 7

•

,

_

-

—

'

1

4 5 б 7

.

—

—

. . . — .

_

_

_

_

_

1 2 3

—

.

,

_

_

—

_

_

—

—

6

7 8

_

_

—

.

—

<

,

,

_

—

4

5

—

_

_ _ .

8

9

.

,

2 3

8

..

.

•

_

5

6

0,815 0,620 0,4 iO 0,255 0,105

«550 1 180

0,84 0,68 0,53 0,3В 0,24 0,105

1595 1295 1000 720

2095 1795 1500 1220

200

700

0,865 0,730 0,595 0,4(:5 0,340 0,220 0,105

1645 1390 ИЗО 885 645 420 200

2145

0,8825 0,7625 0,6425 0,5275 0,4115 0,31 0,205 0,105

1680 1250 1220 1000 7^0 КО

2 180 1950 1720 J500

0,895 0,79 0,6875 0,585 0,485 0,3875 0,2925 0,1975 0,105

1700 U0O 1305 1 110

4

— — •

—

•

9

—

Как видно из таблицы 32, лучше всего следующие варианты по числу рядов: Т а б л и ц а 33 Верхняя пачка

Нижняя пачка

число рядов 2 3 4

4 7 9

815 485

200

455

390

200

920 735 555

370 200

совмещаются по

2050 1680 1315 985

700

955

1890 1630 1385 1 145 920 700

1290 I ОЭО 8е 0 700

2 200

2 000 1605 1610 1420 1235 1055 870

700

пачкам

352

Глава XXII

Тем не менее для расчета месторождения Абузы такого совмещения рядов по пачкам мы производить не будем по следующему соображению. Нижняя пачка содержит в себе основную долю запаса нефти по горизонту, так как верхняя пачка имеет меньшую эффективную мощность и меньшую нефтеносную площадь (контур нефтеносности по верхней пачке значительно сдвинут в сторону вершины). Поэтому как основной базисный объект мы рассматриваем нижнюю пачку и дальнейший расчет и оценку экономической эффективности приведем только для нее. Вскрытие же верхней пачки после нахождения рациональной сетки по нижней должно производиться по рядам после обводнения нижележащей пачки в данном ряду. Расчетным вариантом по нижней пачке принимаем вариант с числом рядов п: = 9, б и 4 и с расстояниями между скважинами: 150, 300 и 450 м. 2. Сроки разработки

Исходными данными для расчета послужили параметры залежей, определенные в промыслово-геологическом разделе работы (§ 2) и сведенные в табл. 27 и 28, а также расстояния рядов для расчетных вариантов по табл. 31. Кроме них потребовались еще данные о допустимом уд. дебите (qm) и минимальных забойных давлениях по рядам Максимально допустимый уд. дебит для проектных залежей определяется следующим образом: для месторождения Кура-Цеце (85

..

у-

Ю In

б

для м е с т о р о ж д е н и я

..

mjcymKu H

.

Абузы: в

115

см

*/сек

= 8

'45

т

1сУтш

Зависимость минимальных забойных давлений от расстояния между скважиной и вершиной залежи можно в общем виде записать так: для м е с т о р о ж д е н и я Кура-Цеце = Ро-Р±5

= 91 -0Щ

R - 5 4 + 5 = 42 -0,02 Я;

для м е с т о р о ж д е н и я Абузы А> — Р + 5 = ! 14 —0,025 JR —54 + 5 = 65 — 0,025 /?, гдеро — Р — приведенное к начальному контуру водоносности пластовое давление; 5 — величина абсолютного минимального забойного давления. Введение приведенных пластовых давлений позволяет учесть падение пластов и в дальнейшем расчете считать их горизонтальными. Расчет времени приведен для h= [ м. Скважины выводятся из эксплоатации при подходе к ним контура, что в нашем расчете происходит мгновенно в некоторый момент, лежащий между фактическими началом и окончанием обводнения скважин. Расчет сроков эксплоатации проводился по схеме, изложенной в § 6 главы IX для случая круговой залежи по формулам (9, б, 9) и (9, 6, 10). Так как вследствие недостаточно устойчивых пород удельные дебиты скважин ограничены, то поэтому определение дебитов залежи проводилось по схеме § 5 главы IX для случая Б постоянного предельного отбора жидкости по формулам (9, 5, 32—41).

Рациональная разработка месторождений Кура - Цеце

353

В табл. 34 приведены расчеты для нижней пачки месторождения Абузы. Окончательные результаты подсчетов отображены для месторождения Кура-Цеце — в табл. 35 и для месторождения Абузы — в табл. 36. Т а б л и ц а 34

Абузы Рядов —9, расстояние между скважинами 2а = 450 м Интервал продвижения контура 2400—2200 2200—2000 200J—1805 1805—1610 1610—1420 1420-123) 1230—1045 1045—865 865—700

2193 1929 1700 1640 1102 1040 840 А21

408

0,444 0,436 0,423 0,402 0,382 0,354 0,332 0,292 0,240

0,287 0.283 0.280 0,271 0,253 0,252 0,240 0,193

67,4 70,1 73,9 78,4 81.7 87,0 91,6 100,5

0,280 0,275 0,262 0,259 0,252 0,238 0,204 __

t

Г

410 428 430 450 463 492 510 555 1050

410 838 1268 1718 2181 2673 3183 3838 4888

Р2

Pi

38.1 41,7 45.8 49,3 52,7 61,5 69,3 —

"

t — время продвижения контура, сутки Т— суммарное время продвижения контура, сутки.

/?0 — приведенный радиус питания, м; ^ 1 2 з — коэфициенты 1-го, 2-го и т. д. рядов; р i 2 з — среднее давление по рядам, am',

Кура-Цеце Время заводнения залежи по рядам скважин (в сутках) Число рядов Расстоядля верхЧисло ния ней, сред- между скваней и скважи- жин нижней нами, м пачек

Т а б л и ц а 35

Ряды

1

2

3

4

Итого лет

5

6

7

8

437 579 683

683 1020 1360

8,94 11,65 13,79

—

10,2 14.0 18,0

—

11,6 16,0 20,5

8,7,6

200 300 400

65,1 43,4 32,6

385 495 554

360 443 483

323 375 468

325 417 450

365 445 483

385 477 513

6,5,4

200 300 400

39,6 26.6 20,0

500 605 715

597 7С0 857

671 810 1004

735 1145 1540

1230 1840 24dO

—

4,4,3

200 300 400

30,6 20,4 15,3

1000 1282 1450

767 973 1238

938 1292 1722

1530 2300 3060

3,3,2

200 300 400

22,1 14.7 11.0

1495 2085 2635

1335 1910 2460

2250 3380 4500

—

— —

— —

—

—

—

—

13,02 20,21 26,29

354

Глава XXII Т а б л и ц а 36

Абузы Время заводнения залежи по рядам скважин (в сутках) РасстояЧисло Число ние меж- скваду скварядов жинами, жин м

Ряды 1

2

3

4

5

6

7

8

9

270 422 655

351 702 1050

6,15 9,95 13,4

—

7,55 12,2 16,5

150 300 450

84,5 41,7 28,2

229 330 410

247 340 428

240 341 430

237 349 450

233 352 463

231 400 492

239 392 510

6

150 300 450

54,8 26,9 18,3

421 592 708

426 607 733

429 630 775

420 650 833

433 705 1070

628 1260 1880

—

4

150 300 450

35.0 17,0

707 1080 1320

704 ШО 1840

835 1390 2000

1070 2Н0 3220

о «и*

1U

Итого лет

—

_

9,25 15,9 23,0

__

i

Результаты вычислений иллюстрируются приложенными графиками. На фиг. 147 и 148 показаны зависимости сроков разработки залежей от числа скважин при различных числах рядов и расстояний между скважинами. Графики показывают характер зависимости вре30

\ \\

20

х\\

30

!

'

1

\

Л об

5

со

\

I S

* _

ч 0

W

20

30

40

50

00

70 п

Фиг. 147. Зависимость между сроком разработки и количеством скважин при различном числе рядов для месторождения К ура-Цеце.

О

!0

W

30

••'и „ — • ;

50

60

70 ВО

1 ff

Фиг. 148. Зависимость между сроком разработки и количеством скважин при различном числе рядов для месторождения Абузы.

мени от числа скважин. При малом числе скважин время эксшюатации очень велико (например, при 10 скважинах в трех рядах — 29 лет по Кура-Цепе), причем при возрастании числа скважин время сначала сильно уменьшается, но затем темп уменьшения срока эксплоатации заметно снижается.

Рациональная разработка месторождений Кура-Цеце

355

Кроме того можно видеть, что при одном и том же числе скважин выгодно размещать их в меньшем числе рядов.

щ __ _

mm»

/

у И / 4.4-

и4 4 ?f /

s

If

r

г

j •

?

fflf

i

к'Л

)

60

«

г

Wn

Фиг. 149. Зависимость между средним дебитом и количеством скважин при различном числе рядов по месторождению Кура-Цеце.

t

%

u „У / f /

J

л 20

л Г

S

ft

у /

г

so n

Фиг, 150. Зависимость между средним дебитом и количеством скважин при различном числе рядов по месторождению Абузы.

Аналогичные выводы можно сделать и по кривым зависимости среднегодовой добычи скважин от их числа (фиг. 149, 150). Более подробно эти показатели рассмотрены в § б. § 5. ЭКОНОМИКА РАЗМЕЩЕНИЯ СКВАЖИН НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ КУРА-ЦЕЦЕ И АБУЗЫ

Для проведения работы по технико-экономическому обоснованию разработки рассматриваемых месторождений и выбору из рассчитанных гидродинамическими методами вариантов размещения скважин

356

Глава XXII

экономически наилучшего, нами была использована обоснованная выше методика экономического проектирования разработки. Примененный метод позволил рассмотреть проблему размещения скважин на месторождениях Кура-Цеце и Абузы с учетом общих задач, стоящих перед майкопской нефтяной промышленностью. 1. Оценка добычи нефти

Гидродинамический анализ показал, что при любых вариантах размещения скважин на месторождениях Кура-Цеце и Абузы извлекается весь промышленный запас нефти. Варианты разработки различаются по срокам извлечения нефти. Быстрая выработка месторождений достигается введением в эксплоатацию большого числа скважин, т. е. большими затратами труда, металла, капитальных средств. С другой стороны, небольшое число скважин на залежи замедляет разработку, вызывая увеличение трудовых и эксшгоатационных затрат на одну скважину и разработку в целом, связанных со временем разработки. Задача заключается в нахождении такого размещения скважин, при котором эти затраты на тонну нефти будут наименьшими. Считая, что все скважины на месторождениях Кура Цеце и Абузы будут введены в эксплоатацию одновременно, получим следующие показатели производственной мощности по вариантам разработки, рассчитанные методами гидродинамики. Табл. 37 отчетливо показывает, что при значительном увеличении числа скважин на залежи срок разработки последней сокращается. При рассмотрении таблицы обращает на себя внимание то обстоятельство, что различное расположение скважин накладывает отпечаток на показатели добычи нефти. Таблица 37 Объемы бурения и доЗычн нефти на месторождении Кура-Цеце сква- Добыча на Число сква- Срок разра- Количество жино-лет (за все скважину жин на заботки, время эксплоатаО/ 1 лежи лет ции) /о

Число рядов

Расстояние между скважинами, м

3

200 303 400

22,0 14.7 И.0

13,9 20,2 26,3

17069 162,39 156,52

100,0 149,8 205,0

4

200 300 400

30,6 20,4 15,3

11.6 16,0 20,5

182,01 161,16 149,30

100,0 150,0 200,5

5

200 300 400

39,9 26,6 20.0

10,2 14,0 18,0

182,40 157,30 146.52

10^,0 150,5 199,0

8

200 300 400

65,1 43,3 32,6

8,9 11,6 13,8

265,21 222,10 191,81

100,0 150,3 200,5

1

В °/» к вариантам с расстояниями между скважинами 200 м.

Рациональная разработка месторождений Кура-Цеце

357

Из таблицы, а также из фиг. 147—150 видно (хотя это и не требует особых доказательств), что при уменьшении числа скважин на месторождении добыча на скважину за все время разработки возрастает, а при увеличении числа скважин — уменьшается. Таким образом, ускорение выработки залежи и увеличение среднегодовой добычи нефти достигается ценой снижения дебита с каждой скважины, с вытекающими из этого экономическими последствиями, которые будут разобраны ниже. Во-вторых, при уменьшении числа скважин возрастает добыча с каждой скважины в единицу времени (на скважино-год), причем в лучшем положении в этом смысле оказываются, скажем, такие варианты размещения скважин, когда приняты 5 и 4 ряда, чем при 3 и 8 рядах (см. фиг. 151). Наконец, в третьих, уменьшение или увеличение числа рядов, даже при сохранении того же общего числа скважин на залежи, сказывается на сроке разработки месторождения. Так, например (см. табл. 37), 20 скважин, расположенных 4 рядами с расстояниями между скважинами в ряду 300 м, разрабатывают залежь в течение 16 лет, а 20 скважин, расположенных 5 рядами с расстояниями между скважинами в 400 я, разрабатывают залежь в течение 18 лет. Еще резче это влияние различной расстановки скважин относительно контура водоносности видно из сопоставления некоторых вариантов размещения скважин. Более редкое расположение рядов и более плотное расположение скважин в каждом ряду имеют значительные преимущества. Одна и та же добыча нефти в год (при том же сроке разработки) достигается при 3 рядах (200 м) 22 скважинами, а при 8 рядах (400 м) — 33 скважинами, т. е. 10—11 скважин (7з фонда) оказываются лишними. Более высокая добыча на скважинотод при 5 и 4 рядах (фиг. 151) объясняется тем, что объем работ во времени (в скважино-месяцах) с последовательным выходом очередных рядов из-за их обводнения, при разработке 4 и 5 рядами скважин дает наименьший общий объем работ (скважино-лет на разработку) по сравнению с другими вариантами. Таким образом, если исходить из задачи всемерного повышения эффективности парка буровых станков, то можно было бы отметить преимущество меньшего числа скважин, расположенных 3—4—5 рядами (чем при 6—7—8 рядах), поскольку добыча нефти с каждой скважины в этих случаях будет наивысшей. Однако некоторые варианты размещения будут иметь тот недостаток, что текущая добыча нефти из-за малого числа скважин будет невелика и сроки разработки Кура-Цеце затянутся. Рассмотрим теперь данные по Абузам, характеризующие производственные мощности при разработке месторождения при различном размещении скважин. В табл. 38 дается сводка показателей по Абузам» аналогичная показателям табл. 37. Общая благоприятная оценка в пользу более редкого расположения скважин по рядам (при том же общем числе скважин на залежи), данная по Кура-Цеце, подтверждается и по месторождению Абузы (см. фиг. 149—150). Так, из табл. 38 видно, что 27 скважин, расположенных 6 рядами с расстояниями 300 м в каждом ряду, извлекают промышленный запас в 12,2 года, в to время как 28 скважин, распо-

Глава XXII

358

Т а б л и ц а 38 Объем бурения и добычи нефти на месторождении Абузы

Число рядов

Расстояние между скважинами, м

Число скваСрок разражин на ботки (лет) залежи

Скважино-лет (за все время эксплоатации)

Добыча на скважину, О/

1

/о

9

150 300 450

84,5 41,7 28,1

6,2 9,9 13,4

249,1 173,4 164,1

100,0 203,2 301,0

6

150 300 450

54,3 26,9 18,3

7,6 12,2 16,4

202,7 141,9 123,8

100,0 204.0 299,0

4

150 300 450

35,0 17,0 14,6

9,2 16,0 22,0

163,0 124,9 122.9

100,0 206,2 302,0

ложенных в 9 рядов (450 м в ряду), — в 13,4 года, т. е. на 1,2 года медленнее. В другом случае 17 скважин (4 ряда — 300 м) тоже разрабатывают залежь быстрее, чем 18 скважин, расположенных 6 рядами (450 м). Отсюда — иные среднегодовые дебиты скважин. Более подробный анализ показателей различных вариантов размещения скважин будет дан ниже, при комплексном рассмотрении всех экономических показателей. 2. Трудоемкость разработки

В предыдущих таблицах приведен общий объем работ на промысле, выраженный в скважино-годах, который характеризует работу фонда скважин во времени при различном размещении скважин. Данные, послужившие основанием для построения кривых зависимости (скважино-лет) 2 от числа скважин и рядов, отличаются тем, что они меняются в период разработки месторождения. По мере выключения рядов скважин из-за продвижения контура водоносности и обводнения скважин уменьшается число скважин в фонде эксплоатации. Каждое выключение ряда скважин создает новые условия на промысле, вызывая перестройку организации производства и труда. Изменение объема работ на протяжении всей разработки залежи можно проследить по табл. 39. Однако этих показателей объема работ на промысле будет недостаточно, если мы не учтем при этом степень уплотнения сетки скважин, выраженную в свободной площади, приходящейся на одну скважину, при различном порядке размещения скважин. При этом надо иметь в виду, что уплотнение сетки скважин на пласте не всегда соответствует размещению скважин на поверхности относительно друг друга. Средняя плотность сетки по поверхности земли при малом числе скважин вообще выше, чем по пласту. 1

В % к вариантам с расстояниями между скважинами 150 м. Принимается за основу отработанное время, равное календарному (скважиномесяцы), поскольку уровень козфициента эксплоатации принимается неизменным при всех вариантах разработки. 2

Рациональная разработка месторождений Кура-Цеце

359

Т а б л и ц а 39 Объем работы на промысле Кура-Цеце по этапам эксплоатации Расстояния межЧисло ду скварядов жинами, м 200 300 400

200 ЗСО 400

200 300 400

200

8

300 400

Этапы

Показатели объема работы

III

IV

VI

VII VIII

22,04 12,86 5,4 90,36 47,08 33,26 14,69 8,59 3,61 84,03 44,93 33,43

скважин . . скважино-лет скважин . . скважино-лет скважин . . скважино-лет скважин . . скважино-лет скважин скважино-лет скважин скважино-лет

И

IX

170,7 162,4

21,03 6,45 2,71 /9/)4 43,47 33,41

156,5

. . . . 30,60 20,95 12,50 5.45 . . . ,;82,62 44,0 32,50 22,89 120,41 13,96 833 3,63 . . . . j71,44 37,69 29f'l6 22,87 15,32 10,49 6,26 2,73 . . . .,61,28 35,67 29,4222,93

182,0 161,2 149,3

скважин . . скважино-лет скважин . . скважино-лет скважин . . * # * скважино-лет

39,92 29,47 20,29 12.24 6,4 55,9 47,2 36,5 24,5 18,4 26,60 19,65 13,55 8,18 3,61 44,2 37,3 29,8 27fB 18,1 • 19,98 14,75 10,17 6.14 2.78 40,0 33,9 28,5 25,8 18,2

скважин . . скважино-лет скважин . . скважино-лет скважин . . скважино-лет

65,1 54,65 44,80 35,6026,08 19,03 11,78 5,40 68.3654.1039,87 31..68 26,,98 19,98 14,14 10.10 265 45.35 36,42 29,86 23,73 17.98 12,68 7,85 3.60 58,96 44.43 30,76 27.05 21,94 16,48 12.40 10,08 222 32,56 27,33 22,40 17,80 13,49 9,52 5,89 2,71 52.75 36,08 28,67 21,89 17,81 13,43 11.07 10,11 191.8

182

157,3 146

С точки зрения экономических показателей разработки (затрат труда, металла и т. п.) имеет значение плотность сетки на территории промысла (т. е. на поверхности), поскольку все процессы нефтедобычи ведутся с поверхности земли. Ниже, в табл. 40, дается сводка средних свободных площадей, приходящихся на скважину (считая по промысловой территории) и Таблица 40 Свободная площадь на скважину (по поверхности) Число рядов

Расстояния на одну между скважи- Га скважину нами, м

Га на Расстояния, Число между скважиодну рядов скважину нами, м

3

200 300 400

9,3 13,9 18,6

5

200 300 400

6,2 9,3 12,4

4

200 300 400

7,3 10.95 14.6

8

200 300 400

3,9 5,85 7.8

Глава XXII

360

принятых в основу построения кривых зависимости. Приведенные в таблице объем работ и плотность сетки скважин являются достаточным материалом производственного порядка для определения затрат труда при разработке месторождения Кура-Цеце (в бурении и добыче нефти). Выше мы приводили зависимость затрат труда от порядка размещения скважин и объема работ на промыслах, найденную нами при анализе промысловых материалов различных районов добычи нефти в СССР (см. главы XVII и XVIII). Пользуясь данными табл. 37—40 и зависимостями затрат труда в добыче нефти от факторов разработки на каждый данный момент, определяем по этапам затраты труда в виде человеко-лет, задолженных на разработку месторождения К К затратам труда в добыче нефти следует присоединить затраты труда на бурение скважин, поскольку трудоемкость разбуривания залежи имеет большое значение в общих затратах труда на разработку. Чем больше скважин в сетке, тем ощутительнее затраты труда на бурение в общих затратах труда. Зная среднюю продолжительность бурения одной скважины на Кура-Цеце по типовому проекту, находим, что один буровой станок пробурит 11 скважин в год. По материалам исследования зависимости затрат труда работников бурения от мощности конторы бурения — числа буровых станков в работе — находим, что при 10 станках в работе (что можно принять для Кура-Цеце) затраты труда на станок составят 58 чел. Это дает затраты труда на бурение скважины, равные 58 : 1 1 = 5,26 чел. Зная теперь число скважин в сетке при том или ином размещении скважин на Кура-Цеце, мы легко переходим к общим затратам труда на разбуривание месторождения Кура-Цеце. Таблица Затраты труда при разработке месторождения Кура-Цеце

в добыче нефти

в бурении

3

200 300 400

1685,7 2Ш.0 2534,2

116,2 77,2 58,2

1801,9 2188,2 2594,4

4

200 300 400

1521,0 17Ё8,0 1924,0

161,0 107,0 81,0

1682,0 1905,0 2005,0

5

2С0 300 400

1371,4 1610,0 1848,0

210,0 140,0 105,0

1581,4 1750,0 1953,0

8

200 300 400

1422,3 1590,6 1688,3

342,5 228,5 171,5

1764,8 1819,1 1859,8

рядов

1

Человеко-лет

Расстояния между скважинами, м

Число

41

Всего

Этот же метод применен нами в работе, посвященной вопросам размещения скважин на месторождениях Широкая Балка и Асфальтовая Гора [195].

Рациональная разработка месторождений Кура-Цеце

361

В табл. 41 приводятся затраты труда в добыче нефти, подсчитанные по этапам и за все время разработки, и затраты труда в бурении. При первом же рассмотрении табл. 41 видно, что наилучшим расположением скважин по затратам труда является размещение скважин на расстоянии 200 м друг от друга в каждом ряду. По табл. 41 можно также заметить, что наименьший уровень по затратам труда достигается разработкой Кура-Цеце 5 рядами (200 м между скважинами в каждом ряду). Приведем аналогичные данные по затратам труда при разработке месторождениг Абузы. Таблица

42

Объем работы на промысле Абузы по этапам аксплоатацни Показатели Число Расстояние объема между рядов скважинами работы

150 9

зоо 450

150 6

300 450

150 4

ЗОО 450

Э т а п ы I

II

III

IV

V

VI

скважин 84,48 71,88 48,18 37,88 28,55 скважино- 50,7 50,0 59,38 41,6 38.9 22,7 17,2 лет скважин 41,73 35,23 29,13 23,53 18,43 13,77 скважино- 37,6 31,7 26,2 23,5 18,4 13,8 лет скважин скважино- 28,15 23,82 19,79 16,06 12,63 9,52 31,0 28,6 23,7 19,2 16,4 12,4 лет

VII

20,13 12,58 5,9 14,1 8,0 5,9

249,1

6.71 4,20 1,97 164,1 9,4 'hi 5,7

54,8 42,2 65,8 50,5

7 31,1 21,3 13,01 5,9 37,3 23,5 15,6 10,0

26,9 20,6 43.0 35,0

15,05 10,19 6.01 2,45 — 25.6 18,3 11,4 8,6

скважин скважинолет

18,26 14,06 10,39 7,13 4,34 1,97 34,7 28,1 21,8 16,4 12,6 10.2

скважин скважинолет скважин скважинолет скважин скважинолет

34.97 23,16 13,43 5,9 66.4 48,7 30,8 17,1

11,65 7,72 4,48 1,97 42,2 38,6 24,7 17,4

2

9,56 5,79 2,45 173,4 10,5 7,0 4,73

скважин скважинолет скважин скважинолет

16,97 11,07 6,21 2,45 50,1 36,7 23,6 14,5 —

VIII IX

202,7

—

—

141,9 123,8

63,0 — —

—

—

124,9 122,9

Дополним данные по объему работ данными о средней уплотнен нссти скважинами промысловой территории, выраженной в гектарах (свободной площади), приходящейся на одну скважину (табл. 43). Показатели табл. 42—43 дают возможность найти тем же методом, какой был применен нами при изучении месторождения КураЦеце, все необходимые показатели по труду — затраты труда и производительность труда по вариантам разработки месторождения Абузы.

Глава XXII

362

По этапам работ (табл. 44) были найдены затраты труда работников нефти. Затраты труда на бурение, исходя из числа скважин в сетке и затрат труда на бурение одной скважины, были определены равными 8,75 человеко-лет. По проекту 1939 г. продолжительность бурения скважины — 55 дней. Ниже дается сводка затрат труда при разработке месторождения Абузы различными сетками скважин.

рядов

Расстояния Га на одну между скважинами, скважину м

9

150 300 450

2,78 5,55 8,33

6

150 300 450

4,13 8,25 13,38

4

150 300 450

6,15 12,30 18,45

Число рядов

9

6

4

в добыче нефти

150 300 450

10F5J 1262,0 1499,7

737,0 365,0 245,5

1822,7 1627,0 1745,2

150 300 450

1154,7 1368,3 1640,0

4?8,0 235,0 159,6

1632,7 1603,3 1799,6

150 300 450

1230,7 1605,2 2080,8

305,0 148 0 107,7

1535,7 1753,2 21825

Человеко-лет в бурении

Всего

Число

Т а б л и ц а 44 Затраты труда при разработке месторождения Абузы

Расстояния между скважинами, м

Т а б л и ц а 43 Свободная площадь на скважину (по поверхности)

Эти данные являются основой расчета производительности труда. Рассмотрение уровней производительности труда будет проведено нами после определения других экономических показателей разработки месторождений Кура-Цеце и Абузы (при различном расположении скважин). 3. Эффективность

металло- и капиталовложений

Для расчета металловложений и размера капитального строительства нами был использован метод проектирования промыслового хозяйства по типизированным макетам промыслов, примененный нами при исследовании вопросов размещения скважин на Балке Широкой и Горе Асфальтовой Краснодарского края. В результате были подсчитаны расход металла и капиталовложения по всем вариантам разработки месторождений Кура-Цеце и Абузы на бурение, промысловые сооружения и коммуникации. Затраты металла на обсадные и эксшгаатационные трубы в скважины были подсчитаны по скважинам, исходя из конструкций скважин на промыслах Кура-Цеце и Абузы, утвержденных на 1944 г. На КураЦеце была принята следующая конструкция скважин: 14" кондуктор — 70 м (7,6 г), 9" обсадная колонна— ИЗО м (70,0 г) и 6" эксплоатапионная колонна (хвост)— 120 м (4,6 г). Общий вес конструкции одной скважины — 82,2 т. Для Абузов была принята конструкция по проекту 1939 г.: 14" кондуктор — 250 м, 10" обсадная колонна — 1100 м, 6" хвост—200 м. Общий вес конструкции— 103 г. Эффективность затрат металла (на скважины и промысловые коммуникации) по Кура-Цеце и Абузам приведена в табл. 45 и 46.

Рациональная разработка месторождений Кура-Цеце Т а б л и ц а 45 Эффективность затрат металла на разработку месторождения Кура-Цеце РасстояЧисло

ния между рядов скважинами,

на 1 т металла

3

200 300 400

1040 1522 1950

74,8 75,3 74,0

4

200 300 400

757 1106 1436

65,2 69,0 70,0

AM

JYI

Т а б л и ц а 45 Эффективность затрат металла на разработку месторождения Абузы

Добыча нефти, т на 1 m металла за все время разработки

в год

5

200 300 400

592 829 1125

58,8 61,9 62,5

8

200 300 400

373 545 715

41,7 46,8 51.8

363

Расстоя-

Добыча нефти, т

ния Число между на 1 т скважиметалла рядов нами, за все время разработки м

на 1 т металла в год

9

150 300 450

70,3 138,2 200,8

11,44 13,92 14,96

6

150 300 450

106,5 209,5 3J0,5

14,00 17,18 18,34

4

150 300 450

164,5 324,0 462,5

17,88 2030 20,20

Перейдем к определению объема капиталовложений и их эффективности при разработке обоих рассматриваемых месторождений (табл. 47). Т а б л и ц а 47 Эффективность капиталовложений в разработку месторождения Кура-Цеце Добыча нефти, кг Расстояния Число между на 1 руб. на 1 руб. скважирядов вложений вложений нами, за все время в среднем м разработки в год

3

4

200 300 400 200 300 400

336 434 558 221,8 318,0 408.0

24,2 21,5 21,3

Таблица 48 Эффективность капиталовложений в разработку месторождения Абузы Добыча нефти, кг Расстояния Число между на 1 руб. на 1 руб. вложескважирядов нами, вложений ний за все время в среднем м разработки в год

9

150 300 450

23,2 44,4 63,7

3,75 4,47 4,76

6

150 300 450

34,6 66,7 93,4

4,56 5,47 5,70

4

150 300 450

52,6 100,3 140,8

5,72 6,28 6,14

19,62 19,91 19,96

5

200 300 400

174,8 251,8 324,0

17,1 18,6 18Д

8

200 300 400

111,5 161,4 210,0

12,46 13,85 15,24

Глава XXII

364

В данной работе, как и в отношении Балки Широкой и Горы Асфальтовой [195], мы пользуемся показателями эффективности металловложений и капиталовложений с учетом их службы (т. е. срока разработки). Поэтому все расчеты эффективности вложений приведены в целом и в среднем на 1 год работы. Приведем аналогичные данные по месторождению Абузы (табл. 48). Анализ эффективности капитало- и металловложений в зависимости от размещения скважин на Кура-Цеце и Абузах будет дан после определения уровня себестоимости нефти. 4. Себестоимость нефти

Поскольку себестоимость нефти, являющаяся выразителем эффективности эксшгоатацконных затрат, непосредственно связана со временем разработки, мы для расчетов должны использовать те же данные по объему работ, меняющиеся со временем, что и при исчислении производительности труда. Базой для расчетной работы явилась найденная нами выше зависимость эксплоатационных затрат на скважинотод от мощности промысла (числа скважин) с учетом плотности размещения скважин (см. главу XVII, § 6). К полученной сумме эксплоатационных затрат на разработку различными вариантами размещения скважин (по этапам и в целом за все время разработки) была присоединена стоимость всех скважин в сетке, которая и составила всю амортизацию скважины в себестоимости нефти за время разработки. Результат приведен ниже в табл. 49. Т а б л и ц а 49 Эксплоатационные затраты на разработку месторождения Кура-Цеце Число рядов

ЭксплоатаРасстояния ционные между затраты, скважинами, тыс. руб. м

Сумма эксплоатационных затрат (с амортизацией), тыс. руб.

3

200 300 400

17 749 19 568 20692

21949 22 364 22 797

4

200 300 400

17J33 17 874 18371

22 963 21764 21301

5

200 300 400

16207 16446 17 020

23 818 21512 20 825

8

200 300 400

18 943 18706 18 429

31609 27181 23552

Интересно отметить, что эксплоатационные затраты (без амортизации скважины), несмотря на значительную разницу в вариантах размещения по числу скважин, различаются незначительно. Это связано со следующей особенностью: большие эксплоатационные затраты при

Рациональная разработка месторождений Кура - Цеце

365

плотных сетках в единицу времени компенсируются сокращением общего срока разработки. Но после присоединения к этим затратам отчислений на полную амортизацию буровых скважин положение меняется — сказывается стоимость бурения. Приведем аналогичные данные по эксшюатациэнным затратам на разработку месторождения Абузы: Т а б л и ц а 50 Эксплоатационные затраты на разработку месторождения Абузы Число рядов

Расстояния между скважинами, м

Сумма эксплоЭксплоатаатационных ционные затрат (включая затраты, амортизацию), тыс. руб. тыс. руб.

9

150 300 450

14400 14732 15519

33 881 24332 21999

6

150 300 450

14917 14 238 14821

27 526 26 419 19 031

4

150 300 450

14421 14635 16415

22 461 18545 19095

Эти данные позволяют определить себестоимость тонны нефти по всем вариантам размещения скважин. 5. Комплексное рассмотрение экономических показателей

Таким образом, мы выявили все экономические показатели, характеризующие разработку месторождений Кура-Цеце и Абузы при различном числе скважин и различном их размещении на структуре. Для сопоставления этих показателей и выбора экономически наиболее целесообразного размещения скважин перенесем полученные данные на график. На фиг. 151 приводятся кривые зависимости добычи нефти на 1 скважину в год, производительности труда и расхода металла на тонну нефти (в среднем за год) от степени уплотнения сетки скважин на месторождении Кура-Цеце; фиг. 151 позволяет установить при этом влияние расположения скважин по рядам, а также влияние расстояний между скважинами в каждом ряду. На фиг. 151 наглядно видны преимущества варианта в 5 рядов по сравнению с другими вариантами. Кривая среднегодового дебита одной скважины при размещении скважин 5 рядами лежит выше всех других кривых (при том же числе скважин на залежи). Пунктирные линии, соединяющие на фиг. 151 точки 200% 300- и 400-ж расстояний между скважинами в каждом ряду, показывают, что по производительности труда вариант «5 рядов — 200 м» предпочтительней вариантов «6 рядов — 200 м» и «7 рядов — 200 м». Это устанавливается путем интерполяции на пунктирных линиях. По кривым эффективности металловложений видно, что эти кривые при малом числе скважин сильно выполаживаются. Искомый интервал

366

Глава XXII

уплотнения, наиболее подходящий с экономической точки зрения, находится, как видно из фиг. 151, в пределах 6,5—9,5 га на скважину (или, что то же самое, при среднем расстоянии 300—350 м между скважинами). Рассмотрим теперь стоимостные показатели по Кура-Цеце, нанесенные в виде кривых на фиг. 152. Эффективность капиталовложений на фигуре выражена показателем добычи нефти на 1 руб. капитальных вложений за год работы промысла (в среднем). Ясно, что с точки зрения себестоимости нефти в наилучшем положении находится опятьтаки вариант размещения скважин 5 рядами. Все его точки находятся Тонн нефти на fc/fS в zoo

с

Ш/ча нефти на 1ск8.

ПроцзмдшпелЬностЬ тоиаа г"

64зй

tit 2 ЗМ 5.6 7 В U

201918171615 Н 13 12 11П

Фиг. 151. Продолжительность труда и эффективность металлов ложений при разработке месторождения Кура-Цеце.

ниже точек кривых, построенных по данным других вариантов (при том же числе скважин на залежи). Анализ всех данных вариантов разработки показывает, что пятирядное расположение скважин остается наилучшим. Себестоимость нефти на интервале уплотнения 1—7 га снижается весьма резко, затем темп снижения замедляется, и при малом числе рядов происходит рост себестоимости — в дальнейшем с разрежением сетки скважин в рядах (до 3 рядов). В вариантах 5 и 4 рядов практическое снижение себестоимости при 200-, 300- и 400-и* расстояниях в каждом ряду имеет небольшое абсолютное значение. Кривые эффективности капиталовложений (добыча нефти на 1 руб. в год) на фиг. 152 идут весьма полого (при увеличении расстояний в рядах) или даже снижаются, например, при 3 рядах. Окончательный выбор размещения скважин будет сделан ниже при комплексном рассмотрении всех геологических, гидродинамических и экономических данных по Кура-Цеце. Рассмотрим экономические показатели разработки месторождения Абузы.

Рациональная разработка месторождений Кура - Цеце

367

На фиг. 153 и 154 приведены показатели по *^бузам, аналогичные показателям по Кура-Цеце (ср. фиг. 151 и 152). В отличие от Кура-Цеце, экономически наиболее целесообразный интервал расстояний для Абузов составляет 9—12 га на скважину.

копиталевлоэкянии

w и & 13'& ttite 17 j8

дтт ж

3w

, Щ . , MQ .

в—wrniTwiririalz

3QQ2Q0iQQ7O60$0tt
500 ТЧ

ftn

Фиг. 152. Эффективность капиталовложений и себестоимость нефти при разработке месторождения Кура-Цеце.

Другими словами, на месторождении Абузы, если исходить из данных экономического порядка, целесообразна более редкая сетка скважин, чем на месторождении Кура-Цеце.

5

0

2

Ь

$

8

W 12 to 16 18 20 22 2k 26 28 Tat

500

ШО150 200 950 300 350

№

SOOm 100 80 50 40 35 30 20 25

201918171815 Ik 13 12

Фиг. 153. Производительность труда и эффективность металловложений при разработке месторождения Абузы.

Кривые производительности труда на фиг. 153 показывают перегибы в точках, соответствующих варианту расстояний между скважинами в 300 м. При этом, если исходить из характера почти всех кривых, можно сделать ЕЫВОД О ТОМ, ЧТО ИСКОМЫМ рациональным вариантом размещения скважин на Абузах является вариант в 4 и 5 рядов с расстояниями между скважинами 200—250 м. Если говорить о числе скважин, соответствующем наиболее рациональному варианту разработки залежей, то для месторождения Кура-

368

Глава XXII

Цеце это составит примерно 40—35 скважин (7 га на скважину), для Абузов 25—30 скважин (10—11 га на скважину). Нг нефти на ру^ капиталовложении (в год)

Эффективность капиталовложений

1

I

$ 0 2 0 f 00150700 250 300

ю

I?

350

GO SO *0 35 302В 25

Ш

16

№

WO 20Я181?

20 22 500

IB 15 ft/

26 Га

Rep 13 12 П

Фиг, 154. Эффективность капиталовложений и себестоимость нефти при разработке месторождения Абузы. § 6. РАЦИОНАЛЬНАЯ СИСТЕМА РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ 1. Размещение скважин

Всестороннее рассмотрение возможных вариантов размещения скважин на проектных месторождениях с точки зрения геолого-техни-

Фиг. 155. Проектное размещение скважин на промысле Кура-Цеце: 7 — вновь пробуренная скважина; 2 — пробуренные ликвидированные скважины; 3 — проектные скважицы; 4 — проектные скважины, имеющие возврат.

Фиг. 156. Проектное размещение скважин на промысле Абузы: 1 — ликвидированнные скважины; 2 — проектные скважины.

ческих и экономических показателей привело к выводу о том, что наивыгоднейшими оказались следующие: — по м е с т о р о ж д е н и ю К у р а - Ц е ц е — размещение скважин в 5 рядов с расстояниями между скважинами 200 м (фиг. 155);

Рациональная разработка месторождений Кура-Цеце

369

-—п о м е с т о р о ж д е н и ю А б у з ы — размещение скважин в 4 ряда с расстояниями между скважинами 200 м (фиг. 156). Ниже мы подробнее выясним характеристику принятого нами размещения скважин по обоим месторождениям. 2. Конфигурация рядов скважин

Наиболее целесообразной конфигурацией рядов скважин мы считаем линии, параллельные в северной части контурам водоносности (средним линиям), а к югу, в направлении к вершине, — выпрямляющиеся в связи с выравниванием изогипс. Вогнутость рядов, получаемая при этом, будет способствовать более равномерному продвижению контуров водоносности, чем это обычно наблюдается при прямолинейном расположении рядов. 3. Вскрытие пачек III горизонта

По м е с т о р о ж д е н и ю Кура-Цеце В этом месторождении мы соблюдаем следующие условия, определяющие вскрытие пачек по рядам скважин. Прежде всего при совмещении вариантов размещения по трем пачкам горизонта 5 рядов по верхней пачке совместились с 4 рядами в средней пачке и с 4 рядами по нижней пачке. Это означает, что в последнем, 5-м ряду (считая от вершины), вскрывается одна только верхняя пачка, а в остальных — все пачки. Кроме того было установлено, что одновременное вскрытие всех нефтеносных пачек можно производить только до расстояния 1400 м от вершины пласта. Дальше этого расстояния вскрывается лишь последняя снизу нефтеносная пачка, эксплоатируется до обводнения, а затем заливается и производится вскрытие следующей вышележащей пачки и т. д. Поэтому 4-й ряд скважин должен эксплоатироваться с двумя возвратами: сначала с III пачки на II, а затем со II — на I пачку. Первые 3 ряда вскрывают и эксплоатируют горизонт одновременно во всех трех пачках. 4. Сетка скважин

При нанесении скважин по полученной схеме размещения на планы проектных месторождений некоторые из них проходят очень близко от бортов залежей. Так как в этих частях залежи мощность продуктивных песков резко уменьшается, то дебиты таких скважин будут малы. По этой причине скважины, расположенные по бортам залежи, начальТаблица 51

Размещение скважин по Кура-Цеце № ряда Расстояние условной от условной от вершины, м вершины

1 2 3 4 5

500 800 1100 1430 1750

Вскрытие пачек

I I I (I)

Расстояние Число между скважинами, скважин м в ряду

II I I I II I I I II III ( И ) III I

200 200 200 200 200

10 8 7 4 3

Суммарное число скважин

32

370

Глава XXII

ные дебиты которых предполагаются менее 10 г, из схемы на первый этап разбуривания исключаются. За вычетом таких скважин проектное число скважин определяется: по Кура-Цеце — 32, по Абузам — 25 скважин. Таблица

52

Размещение скважин по Абузам Расстояние № ряда от условной от условной вершины, вершины м 1 2 3 4

700 1070 1050 1945

Вскрытие пачек

I II 11

Суммарное число

Число Расстояние между скважинами, скважин м в ряду

9 7 5 4

200 200 200 200

Пачки, помеченные скобками, вскрываются в возврата.

порядке

скважин

1

25

последовательного

5, Порядок разбуривания

По мере приближения к контуру нефтеносности мощность пласта возрастает, дебит скважин, расположенных ближе к контуру нефтеносности, будет больше, нежели дебит скважин, удаленных от него. Ввиду этого порядок разбуривания целесообразно принять от контура к своду. Для получения наибольшей добычи в первые годы эксплоатации месторождения должны быть использованы как напор краевой воды, так и энергия сжатого газа. Приведенные выше гидродинамические подсчеты показали, что напор краевых вод расходуется на продвижение нефти в основном к двум ближайшим к контуру рядам. Отсюда вытекает, что остальные ряды в начале эксплоатации будут практически работать при газовом режиме, при котором происходит быстрое снижение добычи. Следовательно, по этой причине целесообразнее принять порядок разбуривания рядами от контура к своду, так как при этом в начале эксплоатации добыча залежи будет держаться на более высоком уровне. 6. Экономический эффект проекта

1) По месторождению Кура-Цеце По сравнению со старой сеткой скважин на Кура-Цеце (200 X 200) экономический эффект проекта, подсчитанный по всем экономическим показателям, весьма значителен и выражается следующими величинами: По По По По

объему бурения (скважин). капитальным вложениям . , затратам металла (труб). . себестоимости 1 m нефти .

. экономия 57% » 40% » 43% » 27%

2) По месторождению Абузы Старая, запроектированная до войны сетка скважин (250 X 250 м) на месторождении Абузы также требует значительно больших затрат, нежели сетка, предусмотренная проектом разработки, обоснованным в данной работе.

Рациональная разработка месторождений Кура-Цеце

371

По сравнению со старой сеткой на Абузах экономическая эффективность проекта значительна и выражается следующими величинами: По По По По

объему б у р е н и я ( с к в а ж и н ) капитальным вложениям . . . * . . з а т р а т а м металла себестоимости 1 т нефти . . . . . . .

э к о н о м и я4 0 % » 45,7% » 47,8% » 233%

Такая экономия трудовых и материальных ресурсов и особенно парка буровых станков позволит ускорить разведку и ввод в промышленную разработку новых месторождений Майкопа.

ГЛАВА

ХХШ

РАЦИОНАЛЬНАЯ РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ ДЕВОНСКОЙ НЕФТИ В ТУЙМАЗАХ (БАШКИРСКАЯ АССР) § I. ОРГАНИЗАЦИЯ РАБОТ

В конце 1944 г. в Башкирской АССР было открыто мощное нефтяное месторождение, подчиненное отложениям девонской системы. Огромные нефтеносная площадь и величина промышленных запасов нефти выдвинули Туймазипское месторождение на одно из первых мест среди величайших нефтяных месторождений мира. Разработка месторождения такого масштаба является важнейшей и первоочередной народнохозяйственной задачей Второго Баку в плане четвертой Сталинской пятилетки. Разработка двух нефтеносных девонских горизонтов месторождения (Di и D n ), если ее вести старыми методами, потребовала бы огромных капитальных вложений вследствие больших размеров площади и трудных условий их разбуривания (большая крепость пород, большие глубины). В конце 1944 г. по обычной аналогии с разработкой других месторождений Второго Баку, в том числе по аналогии с разработкой угленосной свиты в Туймазах, предполагалась разработка девонских горизонтов Туймазинского месторождения равномерной 250-ж сеткой скважин, расположенных в шахматном порядке (5,44 га на скважину). Такой порядок разработки, отличающийся чрезвычайно высокой стоимостью работ, растянул бы разбуривание Туймазинской площади на много лет и задержал бы ввод в эксплоатацию новых многочисленных месторождений девонской нефти Второго Баку. Учитывая большое народнохозяйственное значение и крайнюю важность усовершенствования методов разработки Туймазинского месторождения в связи с исключительно большой ее капиталоемкостью, Министерство нефтяной промышленности восточных районов поручило Московскому ордена Трудового Красного Знамени нефтяному институту им. акад. И. М. Губкина провести силами научных работников института необходимые исследования и в кратчайший срок подготовить систему рациональной разработки девонских горизонтов Туймазинского месторождения. Одновременно было дано указание тресту Туймазанефть о переводе при разработке второго девонского горизонта (Dn), первым вступившего в эксплоатацию, на разрежение сетки скважин до 430 м (16,5 га на скважину).

Рациональная разработка месторождения нефти в Туймазах

373

Работа над системой разработки Туймазинского месторождения была проведена в Бюро МНИ в 1945—1947 гг. и внедрена в Туймазах в 1946—1947 гг. В основу данной главы была положена работа «Предварительная схема разработки пласта Dn (девон) Туймазинского нефтяного месторождения» [199], в которой использованы изложенные выше исследования и методы. В сборе, обработке и интерпретации геолого-промысловых материалов принимали участие геологи проф. Н. И. Буялов, А. А. Трофимук» М. Т. Залоев, Н. К. Михайловский, которые принимали участие и в обсуждении важнейших решений, связанных с системой разработки. Кроме них, в обсуждении проблем разработки Туймазов участвовали С. И. Кувыкин, М. И. Максимов, В. Н. Щелкачев и др. § 2. ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Туймазинское нефтяное месторождение является типичным для Волго-Уральской нефтеносной провинции, охватывающей восточную

Фиг. 157. Структурная карта по кровле песчаников на 1/1 1947 г.: скважины; 2—изогипсы

кровли песчаников; 3 — внешний контур нефтеносности.

половину Русской платформы. Залежи нефти карбона и девона подчинены крупной, очень пологой складке. Эта обширная складка асимметрична (фиг. 157).

374

Глава XXIII 1. Нефтеносные горизонты

В геологическом разрезе Туймазинского месторождения выделены в качестве самостоятельных эксплоатационных объектов следующие нефтеносные горизонты: а) угленосная свита визейского яруса; б) нефтесодержащая верхняя зона известняков турнейского яруса; в) верхняя пачка песчаников низов верхнего девона, составляющая первый девонский нефтеносный горизонт (D r ); г) нижняя пачка песчаников низов верхнего девона, составляющая второй девонский нефтеносный горизонт (Dn). В то время как первые два горизонта являются малодебитными, нижние Dt и Dn высокопродуктивны. Нефтесодержащие горизонты D r и DH располагаются в верхней части терригеновой толщи среднего и, возможно, низов верхнего девона. Эта часть разреза терригеновой свиты, представленная чередованием песчаников и глин, ограничена сверху и снизу двумя пластами известняков, получивших наименования «Кинжал» и «Стул», Горизонты Dj и D n не представляют собою монолитные пласты, а расчленяются на отдельные песчаные прослои. Количество песчаных прослоев колеблется от трех до девяти. Изменение количества и мощности песчаных прослоев создает большое затруднение в корреляции разрезов. Примерно посередине продуктивной пачки прослеживается глинистый раздел мощностью от 1,6 (скв. № 12) до 14,8 м (скв. № 47). По этому разделу и произведено расчленение продуктивной пачки на два нефтеносных горизонта: верхний Di и нижний Ьп. Горизонт Dn на отдельных участках месторождения сливается в один песчаный пласт, на других же разделяется на несколько (до четырех) прослоев и имеет резко меняющуюся мощность. Закономерное возрастание площадей нефтеносности от нижних песчаных прослоев к верхним и расчленение горизонта Dn на отдельные прослои приобретает большое значение и облегчает решение вопросов разработки тех участков месторождения, в которых нижние прослои горизонта уже содержат воду (например, такая площадь определяется в северо-восточной части месторождения). Такие факты, как различие в уд. весе нефти (в Dj — у < 0,85 и Оц— 1/ > 0,85) , разделение, расчленение горизонтов T)i и Dn на отдельные прослои и, наконец, данные эксплоатации скважин обоих горизонтов на одних и тех же участках месторождения говорят за то, что практически горизонты совершенно самостоятельны. Так, например, в районах группы скважин № 59 (DO, 58, 57 и 100 (D n ), № 1196 (Di), 412, 1237, 75 (D n ) и JVb 215, 190 (Di), 677, 702, 225 (D n ), где производится одновременная эксплоатация обоих горизонтов, взаимовлияния между ними не наблюдается. В горизонте D n выделяются два поля сплошного нефтенасыщения (на его полную мощность): одно — большее в повышенной части Туймазинской структуры в районе сел. Нарышево и второе — меньшее в юго-западной части месторождения близ с. Туркменево, где также наблюдается местное локальное повышение абсолютных отметок глубин залегания горизонта D n . Последнее поле, возможно, расширится в направлении на юго-запад, по другую сторону р. Ик. Оба поля охватываются контуром залежи на внешней границе нефть-вода, который в силу очень пологого залегания слоев очерчивает площадь, в несколько раз превышающую площадь сплошного нефтенасыщения.

Рациональная разработка месторождения нефти в Туймазах

375

Те данные, которыми мы располагаем на основе пробуренных скважин, показывают, что плоскость водонефтяного контакта слегка наклонена и полого падает с северо-запада на юго-восток. На северозападном, более пологом крыле структуры абсолютные отметки водонефтяного контакта проходят по изогипсе 1484 м, на более крутом, юго-восточном крыле—1490 м. Разница, таким образом, доходит до 6 м. 2. Физико-механические свойства коллекторов и нефти

Механический (гранулометрический) состав песчаников горизонта D n характеризуется преобладанием фракции зерен 0,25—0,1 мм, хотя на отдельных участках месторождения основную роль играет фракция 0,1—0,05 мм (табл. 53). Таблица

53

Механический (гранулометрический) состав песчаников (по данным ЦНИЛ Башнефти) №

Ф р а к ц и и

скважин

0,50—0,25

100 100 100

__ _ _ — 0,5

215

265 12 И9б 390 59 392

1,0

0,4 0,2

302

0,2 0,2 — 0,4 0,2

392 392

109 109

0,25—0,1

0,1-0,05

0,05-0,01

4,5

57,5 83,5 88,5 92,9 81,2 1,9

31,2

2,8

1,3 2,4

3,8

— —

87,8 85,4 92,8 86,0 89,0 30,4 79,0 62,6 76,4 87,3

7,0

7,4

3,2 17,5 4,0 6,2 6,4

1.6

0,8

8,8 3.0 13,0 3,1 2,0

2,5

46,5 9,5 12,6 10,5 0,8

<0,01

Тяжелая

Легкая

фракция

фракция

6,8 2,9 2,7 4,1 5,8 0,7 4,6

0,17 0,12 0,11 0,21 0,24

0,83 0,88 0,89 0,79 0,76 —

3,8 Х

0,23 —— 0,32 0,12 — —

— 0,77 — 0,68 0,88 — —

3,1

Ь5,4 3 I'8,6

16,3 10,1

— __ —

ттят

i

Проницаемость горизонта Dn колеблется в пределах от 106 до 2216 миллидарси. Количество минимальных значений проницаемости относительно невелико. К тому же эти минимальные величины в большей своей части получены определением проницаемости поперек напластования. Как показала практика измерений, проницаемость песчаников горизонта Dn поперек напластования значительно ниже проницаемости, определенной параллельно напластованию, составляя в среднем 66,3% от последней. Средневзвешенная величина проницаемости песчаников горизонта Dn составляет 696 миллидарси. Уд. вес нефти горизонта D n = 0,853. По подсчетам Е. И. 3Суханкина, учитывая состав газа, величину газового фактора — 40 м /т, уо газа =1,066, температуру пласта 30° и коэфициент расширения нефти ~ 0,00084, уд. вес нефти в пластовых условиях составит при 1 ата у =0,813

376

Глава XXIII

Введя поправку на сжатие нефти при пластовом давлении рПл = = 172 ат, в окончательном виде уд. вес нефти в пластовых условиях у = 0 , 8 2 1 . Учитывая уд. объем нефти V = 1,172 м*/ти объем нефти вместе с растворенным газом 3в пласте, приведенный к условиям дневной поверхности, Увл= 1,284 м /т, получим коэфициент усадки нефти при разгазировании: -f

ГЛ.ГЛ Л

4

4

ИП

- 0,095, а величина усадки будет равна 9,5%» Вязкость нефти горизонта Dn колеблется в пробах различных скважин от Е г о ^ 1,88 до Е 2 0 ==2,10, в среднем составляя Е2о = 2,00. Эта величина определена по кривым Карлтона-Била К Лабораторные определения вязкости нефти в пластовых условиях не производились из-за отсутствия необходимой аппаратуры. В начальном периоде разработки и эксплоатации горизонта Оц вязкость нефти в пластовых условиях оказалась равной 2,7 саптипуаза. Нефть горизонта Dii принадлежит к числу парафинистых (5,35— 7,19%), среднесерийных (1,48—1,54%). По сравнению с нефтями других месторождений Волжско-Уральской нефтеносной провинции она имеет наименьший уд. и мол. вес и характеризуется наименьшим содержанием серы и наибольшим содержанием парафина. Газ горизонта относится к жирным. Газовый фактор в среднем близок к 40 jws/r. Учитывая величины пластового и забойного давлений, при которых производится эксплоатация горизонта Du, нефть в пласте явно недонасыщена газом; последний целиком растворен в нефти и выделяется из нее только в стволах скважин. Как известно, надежной методики определения коэфициента нефтенасыщения пока нет. Обычно вопрос сводится к установлению в образцах нефтесодержащих пород количества реликтовой воды. Определения содержания реликтовой воды в песчаниках горизонта D n производились в УфНИИ (И. А. Локшиным), в ИГИ АН СССР (С. Л. Заксом) и в МНИ (проф. В. Н. Дахновым). И. А. Локшин для исследования использовал колбу от аппарата Дина и Старка. В налитый в колбу растворитель с температурой кипения 150° С помещался насыщенный нефтью цилиндрик породы. При подогреве улавливались отходящие водяные пары. В результате содержание воды в породе оказывалось не выше 1 % объема пор. Анализ на содержание солей в водной вытяжке тех же образцов породы и пересчет результата на пластовую воду также дали небольшие величины содержания реликтовой воды (только в одном случае 4,28% объема пор). В результате И. А. Локшин пришел к выводу, что содержание реликтовой воды в песчаниках горизонта D n не превышает 5% от объема пор. По экспериментам С. Л. Закса среднее содержание реликтовой воды составило — 16% от объема пор. В. И. Дахновым методом анализа электрокароттажных диаграмм производились определения коэфициента нефтенасыщения песчаников горизонта Di, по физико-геологическим параметрам сходных с пес«Petroleum Technology», III, 1946.

Рациональная разработка месторождения нефти в Туймазах

377

чаником горизонта D H . Он получил значения коэфициента нефтенасыщения в пределах от 0,71 до 0,98. Большинство определений близко к ОД 3. Коэфициент нефтеотдачи

Попытки определения коэфициента нефтеотдачи производились в УфНИИ. Методика сводилась к следующему: выпиленный из керна цилиндрик песчаника подвергался трехкратному экстрагированию. После высушивания он взвешивался и затем под вакуумом при 10—20 мм рт. ст. насыщался керосином и снова взвешивался. После этого цилиндрик породы помещали в аппарат и через него продавливали пластовую воду при перепаде давления Ар=0,26 ат. Выдавленный керосин улавливался в мерном цилиндре, затем измерялся его объем, после чего керн снова взвешивался. При сопоставлении получаемого объема керосина с разностью весов до и после продавливания получилось некоторое расхождение. Опредачение количества воды производилось методом Дина и Старка. Цилиндрик породы тотчас же после продавливания пластовой водой помещался в металлическую колбу с растворителем (тяжелым бензином). Колба подогревалась на электропечи. Водяные пары воды охлаждались (конденсировались) и улавливались. Зная объем пор цилиндрика породы и объем конденсированной из паров воды, определяли величину остаточного керосинонаеыщения. Опыты производились при насыщении кернов керосином уд. веса 0,813, близким к уд. весу нефти в пластовых условиях (0,821). Всего исследовалось 12 образцов. Количество выдавленного керосина водой составило от 51,5% до 76,5%. Полученную величину коэфициента нефтеотдачи следует признать несколько заниженной, так как известно, что в нефтяных залежах, в которых вытесняющей силой является напор воды, коэфициент нефтеотдачи близок к 80%. В данном случае, повидимому, имеет место некоторое несоответствие условий опыта с условиями разработки месторождения. В частности, перепад давления Лр — 0,26 ат, принятый при проведении опытов, значительно превышает величины перепада давлений, создающиеся в процессе эксплоатации нефтяных пластов. В Туймазах в условиях эксплоатации горизонта Оц обычный перепад давления Р„л — Ртн= 10 ат; при расстоянии между скважинами 430—450 м перепад давления на 1 см пути получается равным 1/2150 ат/см; длина исследованных цилиндриков породы составляла 2—4 см7 следовательно, в пластовых условиях перепад давления в этих цилиндриках должен быть равен примерно -gjgQ-= 0,0018 дт, т. е. почти в 14 раз меньше опытного. Таким образом, при той чрезмерной скорости продвижения воды при продавливании ее через образец породы, насыщенной керосином, могли иметь место прорывы воды по наиболее крупным поровым каналам. А это не могло не сказаться на величине коэфициента нефтеотдачи в сторону его снижения. Начальное пластовое давление в горизонте Dn было определено по данным наблюдений и замеров в пьезометрической (законтурной) скважине № 109. С максимальным приближением к действительной величине его можно принять равным 172 ат. Таковы условия залегания нефти и основные физико-геологические параметры горизонта D n Туймазинского месторождения.

378

Глава XXIII 4. Режим девонских горизонтов

О режиме девонских горизонтов Туймазинского месторождения приходится заключать по следующим данным и соображениям. 1. В пластах нет свободного газа в виде газовой шапки. 3 2. Газовый фактор скважин весьма мал (40 м /т) и незначительно изменяется во времени. 3. В пласте движется одна капельная жидкость, — газ в ней находится в растворенном состоянии.

Ю ~200 6/fOO

Ш

Ш

Ш

W00 П00 1UQQ 1600 1800 Н

d-Пмм

Фиг. 158. Распределение давления, уд. веса и температуры по стволу скважины № 100.

Сказанное подтверждается, например, данными исследования скв. № 100 (фиг. 158). Эти исследования показывают» что при забойном давлении 155 ат (9-мм штуцер) газ начинает выделяться только в фонтанном лифте на глубине около 700 м, а при забойном давлении 137 ат (17-лш штуцер) —на глублне 900 ж. Это соответствует давлению насыщения около 70 ат и коэфициенту растворимости 0,6 мР/т-ат при величине газового фактора 40 м?/т. При этих условиях течение нефти может происходить только за счет напора краевой воды. О литологическом характере девонских песчаных пластов Di и Du за пределами промысловой площади данных имеется мало. Можно лишь сказать, что в 20 км от Туймазинской структуры к тем же девонским пластам приурочены залежи нефти на Бавлинской структуре и что возможные выходы горизонтов на поверхность находятся весьма отдаленно от Туймазинской структуры (в предгорьях Урала). Поэтому режим горизонтов девона нужно считать упруговодонапорным. Поведение законтурной пьезометрической скв. № 109 обнаруживает характерные признаки упругого режима. На фиг. 159 представлены изменение уровня жидкости в скв. №109 во времени и соответствующий отбор нефти из пласта Dn. Диаграмма показывает, что состояние уровня в скважине находится в зависимости от времени и отбора нефти. Действительно, при повышении отбора (первая половина августа) наблюдается резкое падение уровня, а при уменьшении отбора темп падения замедляется; при резком снижении отбора замечается даже частичное восстановление уровня.

Рациональная разработка месторождения нефти в Туймазах

379

5. Расчетные данные Гидродинамические расчеты по Dn произведены на основании следующих расчетных данных-. Средняя мощность пласта

hм

Коэфициент использования пор Общая площадь нефтеносности Площадь сплошной нефтеносности Уд. вес нефти Вязкость нефти

120 am 70 am т 900 миллидарси д FH га F'u га 0,82 7 сантипуаз

Начальное пластовое давление Забойное давление в расчете на фонтанную эксплоатацию То же в расчете на механизированную добычу . Средняя пористость Коэфициент проницаемости

170 am

510 20 3J 510 W 31510 20 30 510 20 31510 20 30 5Ю 20 30 Нить ДЗгуст Сентябрь Октябрь Ноябрь Декабрь Фиг. 159. График отбора из горизонта D n и уровня в скважине № 109: 2Q — отбор; й с т — уровень.

Коэфициент проницаемости определен по коэфициенту продуктивности, полученному на основе индикаторной диаграммы исследования скв. № 100 (фиг. 160) 10—14 июня 1945 г. Для определения коэфициента проницаемости использовано уравнение: In '" 2^^-0,0864 '

где с—коэфициент продуктивности; fi—вязкость нефти, сантипуаз; /?к— радиус контура питания; радиус скважины; мощность пласта, м; уд. вес нефти; —коэфициент совершенства скважины.

380

Глава XXIII

Для ^Твзята 'условно половина расстояния до ближайшей действующей скважины — скв. № 1237; оно равно 600 м. Подставляя чины, получаем: к — 900 миллидарси. ПО Рассчитывается система разработки в предположении, что реISO жим водонапорный вследствие 9 МАГ применения законтурного завод№ нения и что контур питания нахо13 мм дится на линии ряда инжекционMB ных скважин. Давление на этом (5 мм Мм* контуре принимается равным перWO воначальному пластовому давлению. Фиг. 160. Индикаторная кривая скв. № 100. При отсутствии инжекции воды в пласте и сохранении забойного давления на уровне давления насыщения дебиты скважин с течением времени падали бы, и средний дебит скважин был бы ниже» а срок эксплоатации — больше. § 3. ОСНОВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ ДЕВОНСКИХ ГОРИЗОНТОВ I. Условие прекращения фонтанирования скважин

Падение пластового давления должно сопровождаться соответствующим уменьшением забойного давления для того, чтобы дебит скважин не снижался. При имеющемся газовом факторе скважина может фонтанировать при неизменном дебите только до определенного динамического уровня, т. е. до определенного забойного давления. Это давление, при котором фонтанирование прекратится (точнее, будет происходить еще некоторое время при резком снижении дебита), определится из следующего расчета [41]: Длина лифта должна быть такой, чтобы давление у башмака было равно давлению насыщения газа Рп- 70 am Тогда средний удельный объемный расход газа по длине лифта равен:

где а—коэфициент растворимости газа, р9— давление на буфере. Эффективный газовый фактор поэтому равен: Оэф = О—Кср-40 — 21,5= 18,5 м*1т, где G— газовый фактор при атмосферном давлении. При работе 2" лифта на режиме максимального к. п. д. для газового фактора получаем следующее уравнение: 0,054 L(L- h)

ftlg

Рг

Рациональная разработка месторождения нефти в Туймазах

381

где L—длина лифта, м; Л —погружение лифта, м, у

юто^.

0,83

10

,8ii0

ж

.

Решая это уравнение относительно длины лифта, имеем: 0,054

Поэтому забойное давление, при котором с неизменным дебитом прекратится, равно: (H-L)y , „ t (1720-1200). 0,83 , 7 А U — I Q - + PH+JQ j-'0=

Такие же расчеты для других диаметров дают следующие забойные давления:

фонтанирование

am.

фонтанных лифтов

для 21// #,аб=108 am,

для 3"

/?3аб = 106 am.

После снижения забойного давления до этих величин необходимо перейти на механизированную добычу, что позволит еще поддержать добычу при дальнейшем падении пластового давления. 2. Условие сохранения однофазности нефти

Далее рассмотрим условие, при соблюдении которого газ, растворенный в нефти, не будет выделяться в пределах пласта, а выделится только в скважине. Очевидно, таким условием является требование, чтобы забойное давление не снижалось ниже давления насыщения нефти газом, т. е. ^ 7 0 am. Необходимо иметь в виду, что в случае дальнейшего снижения забойного давления в пласте появится газ в состоянии окклюзии, сначала в призабойной зоне скважин, а позже и а более отдаленных от скважин зонах. Из опытов Викова и Ботсет [148] известно, что при движении двухфазной смеси нефти и газа через пористую среду относительная проницаемость для нефти падает по мере снижения насыщенности пор нефтью. Из этого следует, что для уменьшения сопротивления при движении нефти и увеличения коэфициента продуктивности в условиях водонапорного режима необходимо не допускать выделения газа из раствора и соблюсти вышеуказанное условие для забойного давления.

382

Глава XXIII 3. Прогноз темпа падения пластового давления

Следующим существенно важным вопросом является вопрос о гом,, какие можно ожидать темпы падения пластового давления со временем и в зависимости от отбора нефти. Уяснение этой зависимости дает нам возможность судить о том, сколько времени скважины будут фонтанировать при естественном режиме пласта, какая часть запасов нефти будет отобрана за это время, когда в пласте начнется нежелательное выделение газа из раствора и т. д. Все это вместе взятое позволит решить, можно ли удовлетвориться естественным режимом пласта или же потребуется улучшение пластовых условий для установления более рациональной системы разработки. Ответ на поставленный вопрос можно получить, исходя из опытных данных по состоянию уровней в пьезометрической скважине № 109 на D n и пользуясь следующей формулой: Ei

Akt

где #—текущий отбор жидкости; /л—вязкость ее; т—пористость породы; Л —мощность пласта; /с—проницаемость породы; г—расстояние от пьезометрической скважины до центра отбора в жидкости (г = 6'10 см)\ /—время; р — коафициент сжимаемости пор (среды); —то же для жидкости, /?ж = 5.10~5. Формула получена проф. В. Н. Щелкачевым в предположении, что пласт простирается до бесконечности, что на начальной стадии разработки можно вполне принять. Приняв за исходные положения уровня в скважине № 109 (фиг. 159) их отметки на 5/VIII и 10/IX 1945 г., определим, что падение уровня в скважине следует указанной зависимости при значении

Это соотношение вполне согласуется с опытными данными по сжимаемости пород. Получив таким образом опытные коэфициенты по данным девонского горизонта, можно воспользоваться той же зависимостью для прогноза дальнейшего падения уровня в пьезометрической скважине, а следовательно, и пластового давления. Для этого мы задаемся предполагаемыми величинами отбора нефти из горизонта Dn и определяем падение давления на контакте воды и нефти. Далее по рассчитанному давлению и заданному отбору находим давление на забое эксплоатационных скважин, расположенных в 4 ряда при общем числе скважин, равном 70 (подробнее об этом варианте размещения см. ниже). На фиг. 161 приведено изменение забойного давления в скважинах, если отбор жидкости до 1/1 1946 г. остается без изменений, а затем

Рациональная разработка месторождения нефти в Туймазах

383

начинает равномерно ступенчато повышаться. Пунктирная линия показывает изменение забойного давления в скважинах, если бы они были размещены по всей площади и степень их вскрытия была бы равна

/60

-«/:

\ Мин fмал те щавлёнй\

по too 80

во

VIIIIX X XI XII I II III IY V И VII W IX X XI XII 50 ШО ISO 200 250 300 350 A00 **50 500

Фиг. 161. Предположительное падение забойного давления в скважинах горизонта DJJ при постоянном отборе из пласта.

0,7. Сплошной линией показаны фактические забойные давления, которые в настоящее время находятся значительно ниже возможных, вследствие, с одной стороны, несовершенства скважин (до 0,25), а с другой — неравномерного их расположения по площади.

160

мо-

т-

.Минимальное давление, обеспечивающее фонтанирование

нюДавление чия 60 ШШ1 Ж Ш I И Ж Ж 7 ШШШКХ Ш Ж 50 100 Ш 200 250 300 350 Ш Ш 500tcgmka

Фиг. 162. Предположительное падение забойного давления в скважинах горизонта DJJ при постепенном увеличении отбора.

Забойное давление с момента увеличения отбора начинает падать более резко и через полгсда достигает величины ИЗ аг, при котором, как это было показано выше, фонтанирование должно прекратиться. Дальнейшая добыча должна быть уже механизированною. К концу года давление упадет до 86 ат, приблизившись к критическому (70 ат),

384

Глава XXIII

после чего дальнейшая добыча будет сопровождаться выделением газа в пласте. На фиг. 162 представлено предполагаемое изменение забойного давления, если с начала и до конца 1946 г. добыча будет на уровне £Q1 (в три раза больше начальной) т/сутки. В этом случае резкое увеличение добычи будет сопровождаться и соответствующим падением' забойного давления. Дальнейшее падение давления будет протекать медленно, но тем не менее к концу года достигает 84 ат. При таком отборе жидкости фонтанирование прекратится в первый же месяц усиленного отбора, после чего для отбора £Qi т/сутки нужно будет применять механизированную добычу. Если задаться сохранением только фонтанной добычи, тогда необходимо будет поддерживать давление на забоях скважин порядка 113 ат; при таком режиме эксплоатации добыча нефти будет падать. Темп падения фонтанной добычи показан на фиг. 162, где по соответствующей кривой видно, что в конце 1946 г. добыча с £Qt т/сутки снизится до 2Гф2 т/сутки. 4. Поддержание пластового давления

Произведенные расчеты не претендуют на абсолютную точность прогноза темпа падения пластового давления, поскольку они основаны на неполных данных о продуктивном пласте. Тем не менее по порядку полученных величин можно вывести заключение о том, что естественный упруговодонапорный режим пласта не в состоянии обеспечить рациональную разработку девонских горизонтов, вызывая: 1) быстрое падение пластового давления; 2) скорое прекращение фонтанирования скважин и необходимость их перевода на дорогостоящую механизированную добычу; 3) выход газа в пласте из состояния раствора и увеличение сопротивлений при течении нефти, а следовательно, и дальнейшее снижение дебитов скважин; 4) значительное увеличение числа скважин, необходимых для выполнения плановых заданий по добыче нефти. Поэтому очевидно, что естественный режим пласта должен быть улучшен и для поддержания пластового давления переведен в водонапорный. Как было указано выше, этого можно достигнуть, применяя метод законтурного заводнения — закачки воды в горизонты вблизи их водонапорного контакта через несколько специальных инжекционных скважин. При применении заводнения фонтанный период скважин удлинится (до их частичного перехода на воду), фонтанным способом эксплоатации будет охвачено значительно большее число скважин во внутренних рядах, дебиты скважин будут поддерживаться и общее число их для лолной разработки горизонтов значительно уменьшится. § 4. ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ 1. Размещение рядов скважин и расчетные варианты

Ниже приводятся результаты расчетов размещения рядов по горизонту DJJ. Рассматривались следующие варианты размещения скважин внут ри контура нефтеносности (по подошве пласта):

Рациональная разработка месторождения нефти в Туймазах

385

— по числу рядов — 3, 4, 5 и б; — по расстоянию между скважинами в ряду — 200, 300 и 500 м. Расчет размещения этих вариантов, удовлетворяющего условию наи меньшего времени отбора нефти из залежи, дал следующие результаты: Таблица

54

Радиусы рядов скважин № ряда

3 ряда

4

5

6

ряда

рядов

рядов

1

180

145

140

130

2

735

650

440

3 4 5

1430 — —.

1С60

835

410 730

6

—

1620 — —

1275 1735 —

1085 1450 1825

2- Сроки разработки и средние дебиты

Расчеты дебитов рядов скважин производились с учетом коэфициента совершенства скважин, равным 0,8 для случаев депрессии Ар—ВО ат (в расчете на фонтанирование скважин) и zl/?=70 ат (в расчете на механизированную добычу). Величина коэфициентов q> была взята из альбома типовых задает по электроинтегратору: Таблица

55

Число рядов

200

300

500

3 4 6

0,79 0,79 0,79

0,74 0,73 0,71

0,67 0.64 0,62

^

А

»°50

Результаты вычислений по Dn приведены на фиг. 163 •и 164, где представлены рас80 ШО Щ W 160 /80 200 г? 0 четные зависимости средней суточной добычи скважин за время обводнения первого Фиг. 163. Зависимость суммарного текущего деряда от общего числа сква- бита скважин и приращения дебита на каждую жин при различных числах последующую скважину при различном размерядов. На этих же фигурах щении их от количества скважин (Ар — 50 ат). показан прирост добычи при вводе последующей скважины. На фиг. 163 эти зависимости показаны при условии фонтанной добычи, на фиг. 164 — механизированной. Изменение среднесуточного начального дебита на одну скважину показано на фиг. 165.

Глава XXIII

386

На электроинтеграторе получено также распределение двбитов скважин по рядам в процентах от суммы добычи этих скважин. Ai

-о

и

Л»

1

Y

i

\ jl

£ Б

\ \ \ )

'5 •о

— ^»**• *•* I lllll II"

0

Ноя6ДО 1

4ряд а

ь

I )

1йдй

it1

f

\ \

/

(

\

>

'•s

+-

ты •к

тит.

i

^

^

4/7 Я? й1/? W W fW ISO 180

-*—

I

s

Фиг. 164. Зависимость суммарного текущего дебита скважин и приращения дебита на каждую последующую скважину при различном размещении их от количества скважин (Ар =

n <

Фиг. 165. Изменение начального дебита на одну скважину и относительный дебит одной скважины ряда к сумме дебитов скважин, взятых по одной из каждого ряда в зависимости от ко личества скважин на залежи.

!(№%•

"}

^ 3 ряда \

и ряба Врядоб

I I

ж о

а

0 !•*

б» 1

fi -».

am

20 §

•т—

*»—•

га ьо

60

80

Г00 120

порядок рядо*

W

W

W

Относительный дебит одной скважины ряда в сумме дебитов всех скважин, взятой по одной из каждого ряда, оказался равным (см. фиг. 165):

i

для скважины I рида II » » » III » » »

. . . . 63% . . . . 24% •

•

*

•

« w /#л

При большем числе рядов скважины остальных рядов будут обладать еще меньшим относительным дебитом. Расчеты для времени обвод20 40 80 80 100 120 МО160 18 нения первого ряда скважин на Фиг. 166. Зависимость времени обводнеDn в зависимости от числа сквания первого ряда скважин от количества жин отображены на фиг. 166 в скважин на залежи при различных коэфициентах отдачи /?. виде графиков для различных чисел рядов скважин. Кривые показывают резкий рост сроков обводнения с уменьшением числа рядов, что объясняется удалением при этом внешнего ряда от контура нефтеносности.

I-

Рациональная разработка месторождения нефти в Туймазах

387

На фиг. 166 нанесен срок разработки для различного числа скважин. 3. Законтурное заводнение пласта

Как указывалось выше, при расчете добычи предполагалось что на некотором расстоянии от нефтяной залежи пластовое давление сохраняет постоянную и первоначальную величину и что это постоянство давлении обеспечивается путем инжекции воды в специальные нагнетательные скважины, расставленные за контуром нефтеносности по кровле пласта. Расчет иижекционных скважин произведен в предположении что в каждом случае суммарное количество воды, закачиваемой в них, равно добыче нефти из эксплоатационных скважин; при этом определялось забойное давление, которое должно быть создано в инжекционных скважинах для поглощения этого количества воды. Наиболее полные расчеты в этом отношении произведены при условии, что пласт заполнен лишь одной жидкостью, с вязкостью, равной вязкости воды. Сделанное при этом допущение, значительно облегчающее расчет, как это видно из дальнейшего, не приводит Суммарный дебит, т/сутки к значительным ошибкам при давления нагнетания ф и г . 1 6 7 . Зависимость между даду избыточным о да тому, что основные мвлением и суммарным количеством нагнетаеПотери Давления Создаются В ж °й жидкости от числа инжекционных скваи н для призабойной зоне инжекцион ^ сплошных линий — при равномерных скважин, стоящих имен- д нл оя м Р а с п о л о ж е н и и инжекционных скважин, ur» D В л»л л • пунктирных линий — при одностороннем но в водоносной части зарасположении их). лежи. При этом была использована формула, выведенная проф. И. А. Чар-

ным:

2nkh

где Ар — превышение забойного давления в инжекционных скважинах над пластовым давлением, am; Q—добыча из эксплоатационных скважин, смв/сек; q — дебит одной инжекционной скважины, см3/сек; г,—расстояние одной инжекционной скважины от всех остальных, м; гс—радиус инжекционной скважины, м; R— радиус ряда инжекционных скважин, м. Инжекционные скважины расставляются за контуром нефтеносности по кровле, вблизи от него. При^ равномерном расположении инжекционных скважин вокруг нефтяной залежи были получены величины превышения забойного давления над пластовым давлением, равным 170 ат (фиг. 167). При^ одностороннем расположении инжекционных скважин вокруг западной половины залежи, обусловленном удобством водозабора с

388

Глава XXIII

р. Ик в начальный период нагнетания, соответственно получены давления, на фиг. 167 показанные пунктирными линиями. Сопоставляя оба случая, можно увидеть, что при уменьшении числа нагнетательных скважин вдвое при условии постоянства суммарного расхода воды давление нагнетания увеличивается несколько больше, чем в два раза. Была сделана проверка давления с помощью уточненной формулы, предложенной Б. Э. Казарновской для учета влияния вязкости нефти во внутренней области: /"и

n R

где Рпл— пластовое давление, заданное на бесконечности; Рзаб— забойное давление в эксплоатационных скважинах; <р~~ коэфициент, равный отношению дебита галлереи к дебиту ряда скважин; д/—поправка на несовершенство скважин; /?н —радиус контура нефтеносности; R—радиус окружности инжекционных скважин; /?х—радиус внешнего ряда эксплоатационных скважин; п — число инжекционных скважин; и , — вязкость воды и нефти; гс — радиус скважин. При этом дебит каждой инжекционной скважины составит:

*н

а добыча из всех эксплоатационных скважин Q -• Щ,

так как при выводе уравнений соблюдается условие равенства объемов закачанной и добытой жидкости. Поверочные расчеты по этим формулам показали следующие результаты: Таблица

56

Число инжекционных скважин Расход воды., j&l сутки

4400 5 320 6400

3

6

23,1

8,8 10J 13,0

Как видно из этой таблицы, давления при значительных величинах расходов сравнительно небольшие. Наконец, была произведена еще одна проверка на электроинтеграторе для расхода 6500 м?/сутки, с учетом вязкостей воды и нефти в их зонах. Давление нагнетания оказалось при этом равным 15,6 ат, что достаточно хорошо совпадает с приведенными выше вычислениями.

Рациональная разработка месторождения нефти в Туймазах

389

§ 5. ЭКОНОМИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ

Для экономической оценки схемы размещения скважин на Dn нами были проанализированы экономические показатели сравниваемых вариантов размещения. В основу легли расчеты, установленные методами гидродинамического проектирования и изложенные выше, а также материалы, характеризующие данные технико-экономических условий разработки девона, собранные на промыслах Туймазинского района. При сборе этих материалов обследованием были охвачены все основные и подсобные участки разработки, в том числе организация промыслового хозяйства и бурения девонских скважин. При определении экономических показателей на основе этих данных была использована методика экономического проектирования (гл. XVIII). Изучение геолого-промысловых гидродинамических и экономических материалов по девону Туймазов позволило углубить решение задачи. В частности, при выборе схемы размещения девонских скважин удалось методически выразить связь показателей промысловоэкономического характера с общими народнохозяйственными условиями разработки и задачами районирования добычи нефти. Перейдем к изложению существа вопроса. Исходным технологическим материалом явился расчет начальной суммарной суточной добычи нефти по девяти вариантам размещения скважин на DH. Пользуясь этим расчетом, определим сначала экономические показатели разработки первых трех лет по всем рассматриваемым вариантам. Характерным для этого периода разработки является совместная эксплоатация всех рядов, поскольку для всех вариантов размещения скважин полное обводнение первого от контура ряда начинается по прошествии трехлетнего срока разработки. Другой особенностью, принятой нами в качестве условия расчета и сравнения вариантов разработки, явилось постоянство дебитов скважин за весь исследуемый период времени, хотя ясно, что и в первые три года разработки, по мере продвижения контура к скважинам, дебиты будут меняться вследствие изменения вязкости продвигаемой Таблица Объем производства при разработке D H (за первые 3 года) Расстояния между скважинами» м

Число скважин, п

Скважинолет

3

200 300 500

74 49 29

242 147 87

4

200 300 500

106 71 42

318 213 126

6

200 300 500

177 118 71

531 354 213

Число рядов

57

Глава XXIII

390

к забоям жидкости и появления подошвенной воды в первом ряду уже в середине периода (при 6 рядах). Также на дебиты скважин будет влиять динамика пластовых давлений в условиях упруго-водонапорного режима. В общем виде принятые нами объемы производства по вариантам разработки даны в табл. 57. В расчетах экономических показателей по Dn были использованы рассмотренные выше (гл. XVII) зависимости затрат труда и металла, капиталовложений и эксплоатационных расходов от порядка размещения скважин. Эти зависимости были прокорректированы фактическим материалом по разработке и, показав при этом хорошую сходимость с фактическими показателями по Туймазам. В табл. 58 приводится расчет затрат труда при разработке D n , причем в эту таблицу вошли данные по бурению скважин, проводимых на безводную часть , и данные по добыче нефти, исходя из затрат труда в первые три года эксплоатации девона. Таблица

58

511

Число скважин

на год (человеко-лет)

за 3 года (человеко-лет)

Затраты труда в добыче за 3 года (человеко-лет) станко-лет на скважину

человек на станок человеколет на скважину человеколет на все скважины

Овеществленные в нефти затраты труда в бурении за 3 года *

Суашарные затраты труда на разработку (за 3 года)

1

Затраты труда при разработке D,

200 300 500

74 49 29

8,17 10,45 14,45

24,51 31.35 43.35

1815 1537 0,518 1258

38 40 44

19,7 20,7 22,8

1458 1015 662

437 305 199

2252 1842 1457

4

200 300 500

106 71 42

7,52 9,55 13,20

22,56 28,65 39.60

2392 2035 0,518 1662

38 38 40

19,7 19,7 20,7

2090 1400 870

627 420 261

3019 2455 1923

6

200 300 500

177 118 71

6.33 7,48 10,83

18,99 22,44 32,49

3360 2650 0,518 2310

38 38 38

19,7 19,7 19,7

3480 2324 1400

1044 697 420

4404 3347 2730

>

•

1 Число рядов

о? еЗ

3

29

Затраты труда на скважину в добыче нефти

Затраты труда в бурении

•••"и»—„

Таблица дает возможность определить производительность труда при разработке D n в течение первых трех лет. Подсчитанные нами совокупные затраты труда работников, занятых в бурении и в добыче нефти, могут послужить основой для этого расчета. Добыча нефти по вариантам разработки за первые 3 года найдена при помощи гидродинамических расчетов и потому является проектнорасчетной величиной, базирующейся на предположении непрерывной работы скважин при коэфициенте эксплоатации фонда скважин, равном 1,0 (при всех вариантах разработки). Это условие принято для данной стадии исследования с целью поставить сравнение различных вариантов разработки в равные условия с точки зрения степени использования экешюатационного фонда скважин. В дальнейшем, при окончательном 1

Срок амортизации скважин 10 лет.

Рациональная разработка месторождения нефти в Туймазах

391

выборе числа скважин в сетке разработки, мы зададимся определенным уровнем коэфициента эксшюатации, который позволит уточнить количество скважин, необходимое для обеспечения заданной добычи нефти. Ниже приводится производительность труда при разработке Оц различными сетками скважин (табл. 59).

2252 1842 1457

S

О

*&

-

100,0 115,1 134,8

Число £ 5 рядов р >»^ •*•

"

Г

4

4

Р"< я #

200 300 500

S&S

руда

-лет)

^3 C ^Q ^ ^l ъС тт

— ^о

03 -*;

я

Я tf

Х2

3019 2455 1923

100,0 113,8 126,9

^ «S Число рядов 2 >.s £ о ^

О 3 д со <- Й Q- S £ с" 4

6

р < гт<

200 300

500

ее ~ О

Затр за 3 (челе

200 300 500

1

Затр за 3 (челе

3

w 2Д г* В mr m г> -С ^ i ***v "Г* Л с) s Q- S £

Затр за 3 (челе

Число « ° К* *~ S S рядов S >>s § u a

Фуда

•лет)

руда

•

59

-лет)

Таблица

Производительность труда при разработке D n

х%

4404 3347 2730

100,0 118,0 126,3

При определении капиталовложений мы пользовались данными утвержденных на 1946 г. для Туймазинского месторождения проектов и смет на бурение типовых девонских скважин. Стоимость бурения скважин мы приняли по типовому проекту бурения, как наиболее распространенному по девону. Расчет промыслового строительства, а также затрат металла был сделан по макетам промыслов (гл. XVII). Так называемые сверхлимитные объекты строительства в расчет не вошли. Они будут обслужи* вать не только рассматриваемую нами здесь часть Dn, но и месторождение в целом ( D r b Dt и т. д.) и потому только в определенной Таблица

60

Капиталовложения в разработку D n и их эффективность Капиталовложения на скважину на

Сумма капитало- Нефти на 1 руб. Расстояния Число вложений на капиталомежду Число сква- промысловое бурение и разработку, вложений. скважинами, промысловое рядов жин строительмлн. руб. м строитель%" ство, ство, тыс. руб. тыс. руб. 3

200 300 500

74 49 29

98,0 115,0 140,0

1122,8 1139,8 1164,8

83,2 55,8 33,8

100,0 140,0 209,3

4

200 300 500

106 71 42

92,0 109,0 135,0

1116,8 1133,8 1159,8

108,4 80,5 48,7

100,0 125,0 179.9

6

200 300 500

177 118 71

81,0 97,0 119,0

1105,8 1121,8 1143,8

196.0 132,5 81,2

100,0 133,0 189,2

1 2

В % к варианту расстояний между скважинами 200 м. В % к варианту расстояний между скважинами 200 м.

Глава XXIII

392

степени затронут D H . Несомненно, что чем плотнее будут размещены скважины на Dj и Dn, т. е. чем больше будет число скважин в Туймазинском районе вообще, тем крупнее и шире должно быть организовано это сверхлимитное строительство. Ясно, что это обстоятельство понизит уровень экономических показателей наиболее плотных схем разработки, нежели это получилось у нас. Ниже приводятся полученные данные эффективности капиталовложений (табл. 60) и затрат металла по вариантам разработки (табл. 61). Таблица

Затраты металла при разработке D, г Металла на Расстояния поверхностное строительство Число между рядов скважинами, на одну скважину, м т

61

Металла на бурение и промысловое строительство на одну скважину, т

Металла на все скважины в сетке (в промысловое строительство), т

Металла на 1 т нефти (за 3 года)* О/ 1

/о

3

200 300 500

lf>,5 19,5 23,0

175,9 178,9 182,4

13020 8 760 5280

100,0 71,4 47,8

4

200 300 500

15,5 18,5 22,0

174,9 177,9 181,4

18500 12 640 7 620

100,0 73,8 50,8

6

200 300 500

14.0 16,5 20,0

173,4 175,9 179,4

30 700 20750 12 740

100,0 75,4 52,8

i

Таблица

62

Эксплоатационные затраты, тыс. руб. на скважину СО Я*

rt О го и

се о со и

на все скважины оо га

я о

СО

L.

Стоимость бурения и промысловых соору- Сумма эксплоаСебестоижений, млн. руб. тационных мость 1 т затрат на нефти, разработку, О/ 2 /о млн. руб. к о v у н 2 я о S

амортизация за 3 года

Число рядов 1 Среднее расстояние между скважинами, м

Себестоимость тонны нефти при разработке D n

3

200 300 500

76,8 230,4 93,5 280,5 115,7 347,1

17100 13760 10080

83,2 55,8 33,8

24,96 16,74 10,14

42,1 30,5 20,2

100,0 76,8 56,5

4

200 300 500

66,8 200,4 83.6 250,8 104,6 313,8

21 260 17800 13180

108,4 80,5 48,7

32,52 24,15 14,61

53,8 42,0 27,8

100,0 84,2 63,8

6

200 300 500

51,6 154,8 67,5 202,5 88,0 264,0

27340 23900 18760

196,0 132,5 81,2

58,80 39,75 24,36

86,1 63,6 43,1

100,0 81,1 63,2

1 2

В % к варианту расстояний между скважинами 200 м. В % к варианту расстояний между скважинами 200 м.

Рациональная разработка месторождения нефти в Туймазах

393

При определении уровня себестоимости тонны нефти за первые 3 года эксплоатации по вариантам разработки мы исходили из действующих норм амортизации буровых скважин, базирующихся на десятилетнем сроке их работы. На основе полученных данных рассчитана себестоимость тонны нефти, 1 добываемой при разработке Du за 3 года (табл. 62). По этой таблице была определена зависимость себестоимости тонны нефти, 4 ряоа*** добываемой из D n , от числа J Зряда Р\ скважин но рассматриваеft мым вариантам размещения (фиг. 168). / 1 На фиг. 168 приводится 1 себестоимость 1 т нефти, по- g 1^ 1 ставленная в зависимость от ^ и" числа скважин (три кривые, «^ п "* соответствующие вариантам 3 20 40 60 80 W0 120 М 160 180 разработки 3, 4 и 6 рядами себестоимости тонны нефскважин), а также себестои- Фиг. 168. Зависимость ти от числа скважин. мость 1 т добавочной нефти при вводе последующей скважины (кривая, расположенная на фиг. 168 правее отмеченных выше 3 кривых). Перейдем теперь к анализу полученных экономических показателей разработки П п ? которые должны быть рассмотрены в свете общих задач и условий разработки Туймазинского месторождения. 1

1

1

11 IS «I

if

§ 6. ОЦЕНКА И ВЫБОР СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ

1. В настоящее время открыто много новых месторождений девонской нефти в Башкирской АССР и в районах Среднего Поволжья. Отсюда понятно, что разработка девонских горизонтов Туймазинского месторождения плотной 250-ж сеткой скважин (как предполагалось ранее), требующая для большой площади бурения несколько тысяч скважин, может отразиться на темпах разработки других, не менее мощных месторождений девонской нефти в районах Второго Баку. Связав значительный парк буровых станков на Туймазинских промыслах» разработка девонских горизонтов плотной 250-ж сеткой с таким большим числом скважин в ней даст относительно небольшой эффект в добыче нефти в связи с резким выполаживанием кривой добычи нефти по мере уплотнения сетки скважин (см. например, фиг. 163— 164). В то же время эти несколько тысяч скважин, будучи распределены более редкими сетками на 5—6 месторождениях, обеспечат гораздо большую совокупную добычу нефти с устойчивым и длительным фонтанированием скважин. В^ этой связи большое значение приобретает предусмотренная системой разработки МНИ закачка воды в законтурную зону девонских горизонтов (флюдинг). Применение заводнения обеспечивает увеличение текущей добычи и удлинение периода фонтанирования как наиболее эффективного способа эксплоатации скважин. 2. Рассмотрение всего экономического материала промыслового характера (см. фиг. 163—164 и 168) позволяет нам притти к следующим выводам.

394

Глава XXIII

а) Улучшение экономических показателей разработки наблюдается при минимальном числе скважин. Здесь наблюдается случай, когда небольшие затраты на бурение и промысловое строительство определяют наибольшую производительность труда и наиболее низкую себестоимость нефти при весьма редком размещении скважин — более 28,8 га на скважину. б) Уровень экономических показателей при любом из вариантов системы разработки девонских горизонтов является наиболее благоприятным по сравнению с показателями разработки всех других месторождений урало-волжских нефтей, включая сюда еызранские» бугурусланские и яшимбайские нефти. Себестоимость тонны девонской нефти при всех вариантах разработки значительно ниже, себестоимости остальных нефтей Урало-Волжской зоны. Поскольку это так, возрастающая потребность в нефтях в ближайшие годы должна быть покрыта в первую очередь за счет добычи девонской нефти Туймазинского месторождения. Поэтому выбор рационального числа скважин и порядка их размещения может исходить из уровня покрытия потребности зоны распространения нефтей Второго Баку (фиг. 99) туймазинской нефтью, как более дешевой по сравнению с другими нефтями зоны. Из этого положения вытекает, что минимальное число скважин нас не может удовлетворить вследствие невысокой текущей суммарной добычи (см. фиг. 163—164). С увеличением числа скважин и уплотнением сетки скважин девонских горизонтов растет текущая суммарная суточная добыча нефти, но ухудшаются остальные экономические показатели. 3. Задача заключается в выборе такого числа скважин и такого порядка их размещения, которые обеспечат зону урало-волжских нефтей наибольшей добычей нефти в целом при минимальных народ* нехозяйственных издержках* Для решения задач разработки, связанных с районированием добычи нефти, на основа промыслово-экономических показателей, характерных для сравниваемых систем разработки, мы подсчитали прирост добычи нефти с каждой дополнительной скважины и определили себестоимость тонны нефти этого прироста в зависимости от числа скважин на промысле. Расчет был сделан по Dn как по первоочередному объекту разработки (фиг. 163 и 168). 4. Кривая прироста добычи нефти с каждой последующей скважины в зависимости от числа скважин на отчетливо показывает, что интервал числа скважин на D n от* 90 до 180 несравненно менее эффективен, чем интервал 10—90 скважин, считая по приросту добычи нефти с месторождения при вводе каждой последующей скважины. Кривая себестоимости тонны нефти прироста с каждой последующей скважины отражает резкое снижение темпа прироста с каждой последующей скважины на интервале 90—180 скважин для Dn. Абсолютные значения себестоимости прироста на этом интервале весьма велики. При благоприятном балансе запасов других нефтей, потребляемых в зоне волжско-уральских нефтей, и в первую очередь нефти D b такой уровень себестоимости следует признать завышенным. Отсюда ясно, что при непременном условии практически неограниченного разбуривания девонских отложений в центральных частях страны и в первую очередь в зоне урало-волжских нефтей, искомое число скважин на рассматриваемой нами части Dn (безводная часть) не должно быть более 90—100.

Рациональная разработка месторождения нефти в Туймазах

395

Для решения задачи рассматривается зависимость начальной суточной суммарной добычи нефти с Dn от числа скважин и числа рядов (фиг. 163). Допустим, что во всех случаях разработки рассматриваемая нами часть D n (безводная часть) не может полностью покрыть потребность зоны. Выбор большого числа скважин (от 120 и выше) на D n (безводная часть), не говоря уже о завышенной себестоимости нефти относительно других месторождений, обеспечит лишь часть необходимой добычи нефти. Недостающие количества нефти должны быть получены бурением на D\. Практически задача может быть решена выбором такого минимального числа скважин на D H , которое обеспечило бы не менее половины заданной добычи. Учитывая, что горизонт Di охватывает большую территорию, чем D i r , разработка D b во всяком случае, покроет вторую половину заданной добычи тем же или даже меньшим числом скважин (с учетом возможного развития буровых работ в районе). Как показал расчет, вариант с числом скважин 70—80 (фиг. 163—165) обеспечит выполнение этого условия. Остальное недостающее количество нефти будет получено из скважин Dr. Экономические показатели разработки Dn (безводная часть) при числе скважин 70—80 удовлетворяют требованиям, изложенным выше, и, между прочим, по себестоимости соответствуют фактическому положению вещей на Туймазинском промысле. При таком решении задачи по DH у нас остается большой резерв точек на D I , так как бурение скважин на Du и D\ в ближайшие три года далеко не исчерпает имеющиеся фонды девонских горизонтов. Исходя из этих расчетов, целесообразно принять систему разработки DJJ (безводная часть) с общим числом скважин 70, располагая их в виде кольцевых рядов скважин с расстояниями между скважинами в ряду 400 м и между рядами — 500 м. Характер технологических и экономических кривых на фиг. 163 и 168 и выводы по Dn, изложенные выше, позволяют считать, учитывая также ряд совпадений по физическим параметрам девонских горизонтов (D| и D n ) , что среднюю уплотненность сетки по Di можно принять такою же, что и по D r i . При этом наиболее целесообразным явится установление по Di и D H проектного числа скважин, с учетом инжекционных скважин и возврата скважин с D u на D § 7. ПОРЯДОК

РАЗРАБОТКИ ДЕВОНСКИХ ГОРИЗОНТОВ

Основные нефтеносные горизонты девона Di и Dn рассматриваются как самостоятельные объекты разработки, обладающие одинаковыми режимами. Поэтому для каждого в отдельности справедливы те выводы, которые были сделаны выше в отношении необходимости поддержания в них пластового давления. Осуществление этой части системы разработки требует бурения отдельного ряда инжекционных скважин на Di и Dn вследствие того, что: 1) инжекционные скважины должны располагаться возможно ближе к контуру водоносности; 2) контур нефтеносности по Dt несравненно больше, чем по D H . Что же касается эксплоатационных скважин, то их сетка может быть подчинена единой системе по обоим горизонтам. Объединению эксплоатационных скважин по Dr и Dn в одну общую систему благоприятствуют следующие обстоятельства: 1) относительно одинаковая близость контуров питания, искусственно созданных процессом законтурной закачки воды;

396

Глава XXIII

2) расположение D n , обладающего меньшей площадью нефтеносности, ниже Dj. Кроме того известно, что в случае водонапорного режима, при плотности сетки 15—20 га на скважину три внешних ряда будут давать подавляющую часть добычи пласта, тогда как остальные внутренние ряды дадут ничтожную добычу. В применении к условиям девонских горизонтов это означает, что при разбуривании всего первого горизонта в первые годы его эксплоатации почти вся добыча будет получена из тех скважин, которые расположены вне области чистой нефтеносности второго горизонта. Только после того как эти внешние ряды постепенно будут заводнены и начнут выходить из строя, эксплоатационные (могут быть использованы как ннжекционные для большего приближения контура питания) скважины внутренних рядов, не экранированные теперь внешними, будут давать добычу. Поскольку процесс эксплоатации второго горизонта будет протекать аналогично, а нефтеносная площадь его меньше, это означает» что скважины внутренних рядов первого горизонта могут быть введены в эксплоатацию тогда, когда второй горизонт в зоне их расположения уже будет заводнен. Следовательно, к этому времени можно для эксплоатации первого горизонта использовать те скважины, которые были проведены на второй горизонт в обводнившейся зоне, и возвратить их после заливки забоя на верхний горизонт. Так, по мере обводнения скважин DJI все они должны быть возвращены на Di . Э т о даст возможность уменьшить ч и с л о с к в а ж и н , п р о б у р е н н ы х на От, н а к о л и ч е с т в о с к в а ж и н , в о з в р а щ а е м ы х c.Dn. Именно поэтому выше сетку скважин по обоим горизонтам мы назвали единой. Она предполагает не совместную эксплоатацию Di и Dn одной сеткой скважин, а использует часть единой сетки последовательно для разработки двух горизонтов. Выгоды такого порядка разработки очевидны. По вопросу о размещении скважин на смешанной водонефтяной зоне необходима отметить следующее. Предварительные подсчеты согласно [157] о критической величине отбора безводной нефти из несовершенных скважин показали, что скважины, расставленные внутри контурной зоны (с подошвенной водой) могут давать при незначительном вскрытии пласта безводную нефть при относительно небольшом отборе. При этом проницаемость пласта считается одинаковой вдоль и поперек напластования. Поэтому расчет размещения скважин по DH произведен по полностью нефтеносной части горизонта. На смешанную часть Dn необходимо провести для проверки указанного положения 2—3 скважины, которые в случае его подтверждения должны быть возвращены на D § 8. СИСТЕМА РАЗРАБОТКИ

Система разработки девонских горизонтов Туймазинского месторождения предлагается в следующем виде. 1. Оба нефтеносных горизонта девона разрабатываются единой сеткой скважин, предусматривающей возврат на верхний горизонт (Di) скважин, расположенных в центральной части месторождения [в зоне залегания второго девонского горизонта (Dn)]. 2. Разработка ведется р я д а м и скзажин, проведенными параллельно контуру водоносности (кольцевое заложение скважин).

Рациональная разработка месторождения нефти в Туймазах

397

3. В центральной части разрабатывается только D»; с подходом воды к скважинам по D H они переводятся возвратом на Dj; в приконтурной зоне скважины не закладываются. 4. На горизонты Dr и D n проводятся эксплуатационные скважины, размещенные с различными расстояниями между рядами (в среднем 500 м) и в рядах (400 м). Средняя плотность расположения скважин — 20 га на скважину, в центральной части — 16,3 га на скважину (432 м между скважинами). 5. Пластовое давление поддерживается методами законтурной закачки воды в пласты (флюдинг), для чего проводятся инжекционные скважины на Di и Dn . Предложенная система разработки дает большой экономический эффект. Разработка Туймазинского нефтяного месторождения (девон), если ее вести старыми методами, потребовала бы огромных вложений. Система разработки девонских горизонтов в Туймазах дает возможность устранить бурение излишних скважин, обосновать и запроектировать методы поддержания пластового давления, установить правильный порядок разбуривания и возврат ряда скважин на залегающие выше горизонты. Кроме того большой эффект разработки Туймазов новыми методами заключается в следующем: — в освобождении значительной части буровых станков для разведки и разработки новых месторождений в пределах Волго-Уральской нефтеносной провинции; — в связи с применением закачки воды — в увеличении средней текущей добычи, в сокращении срока эксшюатации месторождения, в продлении периода фонтанирования скважин; — в резком росте производительности труда на промыслах в связи с уменьшением трудоемкости разработки и в снижении себестоимости тонны нефти. Эффект применения системы разработки девонских горизонтов в Туймазах, естественно, должен быть расценен как результат научноисследовательских и проектных работ, с одной стороны, и работы нефтяной промышленности —- с другой. Особое значение работы над системой разработки девона в Туймазах заключается еще в том, что методы, приложенные к Туймазам, могут быть применены и к другим столь же мощным аналогичным месторождениям СССР. § 9. АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ ДЕВОНСКОГО ГОРИЗОНТАDfI

в 1946—1947 гг.

Разбуривание горизонта Dn осуществляется на своде структуры в центральной части месторождения, на так называемом Нарышевском участке. Как уже было отмечено выше, оно проводится в соответствии с проектом, предусматривающим размещение скважин двумя кольцевыми рядами вдоль контура сплошного нефтенасыщения горизонта на всю его мощность, оставляя центральную часть залежи неразбуренной. Небольшое нарушение такого размещения скважин произошло по той причине, что на горизонт Dn были углублены отдельные скважины, ранее эксшюатировавшие нефтеносные горизонты нижнего карбона. Скважина № 100, открывательница девонской нефти, оказалась расположенной на самом своде.

Глава XXIII

398

Кроме Нарышевского участка отдельными скважинами (№ 414, 702 и др.) эксплоатируется горизонт Е)ц в юго-западной части структуры на Туркменевском участке, где выявился небольшой локальный подъем слоев и в связи с этим определилась ограниченная зона сплошного нефтенасыщения горизонта 6 ц . Разработка и эксплоатация горизонта Dn были начаты с момента вступления в эксплоатацию разведочной скв. № 100 (26 сентября 1944 г.). Наглядное представление о темпе ввода скважин в эксплоатацию на горизонт Dn дает прилагаемый график (фиг. 169). Наблюдается последовательное нарастание темпа разработки. По порядку и последовательности заложения скважин систему разработки можно назвать ползущей в направлении с юго-запада на северо-восток. плитовов давление, am

Дебат

Hi

х х! vt

fSMr

i

и /// /г у

w tx у xi 111 i

Mi

i

и ш iv ¥ n m w/ и t XJ хи '-Узе

me г

Фиг. 169. Изменение во времени условий и характера эксплоатацин горизонта О п ; /—средний газовый фактор; 2 — среднее пластовое давление; 3 — среднее фактическозабойное давление; 4 — среднее забойное давление» полученное при теоретических расчетах; 5 — добыча, принятая при теоретических подсчетах; О—средний диаметр штуцера; 7—суточный дебит на одну скважину; 8— среднесуточный дебит по пласту; у — суммарная добыча из пласта; /О— количество скважин.

К 1 января 1947 г. вся юго-восточная часть центральной (сводовой) зоны сплошного нефтенасыщения пласта Dn была заполнена скважинами. Начальные дебиты скважин в процессе их экешюатации снижаются в довольно быстром темпе. Следует подчеркнуть, что начальные дебиты зависят от применения штуцеров различных диаметров. Последний период эксплоатации скважин с момента их ввода в действие в связи с заметным падением пластового давления в горизонте Dn характеризуется применением гораздо большего противодавления, нежели раньше. Иначе говоря, указанное снижение начальных дебитов скважин явилось в большей степени следствием уменьшения диаметра штуцеров, нежели отображением динамики изменения пластовых условий. Кривая добычи нефти горизонта Dn (фиг. 169) в первый период разработки (до октября 1945 г.) плавно возрастает. Второй период, с октября 1945 г. по август 1946 г. характеризуется неравномерностью отбора. В апреле — мае 1946 г. снижение добычи явилось следствием увеличения противодавления в большом количестве приконтурных скважин. Однако, несмотря на это, суточная добыча к концу рассмат-

Рациональная разработка месторождения нефти в Туймазах

399

риваемого периода значительно возросла. Третий период характеризуется стабильной добычей. На том же графике (фиг. 169) кривая среднесуточного дебита указывает на непрерывное снижение средних дебитов скважин. Надо заметить, что на столь резкое снижение текущих и начальных дебитов повлияло уменьшение диаметров штуцеров в процессе эксплоатации скважин. Например, в скв. №75 диаметры штуцеров постепенно уменьшались с 17 до 15, 14 и 10 мм, соответственно в скв. №390 с М до 15, 14 и 12 мм и т. д. Однако имели место случаи понижения суточного дебита при эксплоатации скважин штуцерами без уменьшения их диаметра. Очевидно, что динамика снижения дебитов в таких скважинах, как № 100, 392 и др., отображает изменения пластовых условий. Ввиду малого числа таких случаев использовать этот фактор для целей анализа режима горизонта Du не представляется возможным. Но в качественном отношении снижение текущих дебитсв скважин в процессе эксплоатации имеет большое значение для установления характера режима горизонта Du. Как известно, величина коэфициента продуктивности скважин К находится в прямой пропорциональной зависимости от мощности экешюатируемых пропластков или вскрытой части нефтеносного горизонта В условиях разработки Туймазинского месторождения наблюдается по скважинам резкая изменчивость мощности горизонта Dn. Поэтому для снятия влияния эксплоатируемого интервала мощности горизонта можно пользоваться величиной так называемого уд. коэфициента продуктивности: К *\

у Л

- ~

уд—

h

пл

где /«'пл — мощность эксплоатируемой части горизонта. По формуле Дюпюи под дебитом Q подразумевается дебит гидродинамически совершенной скважины, т. е. эксплоатирующей пласт на всю его мощность. Между тем практически скважины в подавляющем своем большинстве несовершенны. Это имеет место и в Туймазинском месторождении; дебит совершенной скважины всегда больше дебита Q, при помощи которого производится определение коэфициента про дуктивности. Поэтому вычисленные по формуле Q = К (Рпл— Рзаь) коэфициенты продуктивности несколько занижены. О величине газового фактора говорилось выше, — в среднем он близок к 40 м3/т. На фиг. 169 приведена кривая изменения газового фактора в процессе разработки и эксплоатации горизонта D n . Как видно, величина его остается почти стабильной (отмечается крайне замедленное ее увеличение): Никакой закономерности в распределении значений газового фактора, например, в зависимости от структуры, не наблюдается. Так, скв. № 75, расположенная на приподнятой сводовой части структуры, имеет значительно меньший газовый фактор нежели скважины, расположенные -вдали от свода. На Туймазинсксм месторождении, одном из немногих, на котором осуществляется широкий комплекс наблюдений и исследований скважин, работа эксплоатируемых участков горизонтов Du и Di находится под постоянным контролем и регулируется. Массовые замеры пластовых давлений внедрены с сентября 1945 г. и осуществляются самопишущими глубинными манометрами системы М. М. Иванова. Особенно тщательные замеры и наблюдения производились в законтурной, пьезометрической скважине№ 109. Помимо час-

400

Глава XXIII

тичного наблюдения над всеми скважинами месторождения, регулярные наблюдения производились над наиболее характерными из них. Данные о величинах пластовых динамических и рабочих давлений на забое (фиг. 169) приводились к уровню зеркала воды (отметка 1490 м). По всем скважинам, за исключением первых двух замеров по скважине № 75, отмечается снижение пластового давления во времени. Распределение пластового давления по скважинам, так же как и темп падения давления, неравномерно. Наименьшим пластовым давлением обладают расположенные в центральной части структуры старые, скважины (№ 100, 75, 1237 и др.), повышенные давления наблюдаются в краевых скважинах. Иначе говоря, в процессе разработки и эксплуатации горизонта О п образовалась общая для всего пласта воронка депрессии пластового давления. С течением времени она все больше возрастает как в глубину, так и во все стороны. О глубине воронки можно судить хотя бы по разности пластовых давлений в скв. №№ 100 и 407, составлявшей в июле 1946 г. более IS ат. В целом по горизонту Dn с сентября 1945 г. по июнь 1946 г. давление снизилось почта на 11 аг (или 1,2 ат в месяц). Наглядное представление о распределении динамических пластовых давлений по площади месторождения и их динамике во времени дают карты изобар, составленные на различные даты (фиг. 170, 171, 172). Отметим интересную закономерность: с ходом разработки горизонта Dn градиенты давления в пласте становятся круче; воронка депрессии становится более заостренной, четко вырисовывается центр воронки, в ее продолговатой форме наметилась тенденция к округлению. Данные распределения динамических пластовых давлений по площади месторождения говорят о том, что они обусловливаются не суммарной добычей отдельных скважин, а являются результатом их взаимодействия, определяемою, повидимому, текущим отбором. Средняя величина забойного давления с октября 1945 г. по апрель 1946 г. была почти стабильной и равной 137—139 ат. В большинстве скважин забойное давление было даже выше среднего, но пониженное давление (128—129 ат) в скв. № 100 повлекло за собою уменьшение средней величины забойных давлений по всей площади месторождения. С апреля по август 1946 г. отмечается дальнейшее понижение среднего забойного давления (до » 132,5 ат), что вызвано усиленным понижением давления по большинству скважин, в особенности по скв. № 392. Сравнивая темпы изменения среднего пластового и среднего забойного давлений, замечаем, что Фиг. 170. Карта изобар горизонта D n т е м п п а А е н и я последнего значительна 1/1 1946 г но ниже первого. В результате произошло значительное понижение депрессий по скважинам, что, в свою очередь, привело к снижению среднего дебита на скважину. Депрессия уменьшилась с 19 аг в сентябре 1945 г. до 10 ат в сентябре 1946 г., т. е. за год понижение составило 9 ат. За этот же период времени средний дебит на скважину снизился на 35%. За рассматриваемый этап разработки и экешюатации горизонта D n забойные давления в скважинах еще значительно превышали предельное давление фонтанирования. Скважины в основном фонтанируют через 2 ! / 2 " трубы и согласно произведенным ранее расчетам

Рациональная разработка месторождения нефти в Туймазах

401

(при 2xl2r трубах) предел фонтанирования должен наступить при достижении забойного давления 95ат. Характерной особенностью режима горизонта Dn является продолжающееся понижение пластового давления (в процессе его разработки) при стабильности величины газового фактора. В условиях забойных давлений^ при которых происходит эксплоатация горизонта, газ, несом-

Фиг. 171. Карта изобар горизонта D H на 1/VI 1946 г.

Фиг. 172. Карта изобар горизонта D u на 1/Х 1946 г.

ненно, находится в растворенном состоянии не только в самом пласте, но и в столбе нефти в стволах скважин. Стало быть, газ как фактор продвижения нефти к забоям скважины исключается. Такое заметное снижение пластового давления, даже в условиях водонапорного

го

Ь

4/7

Текущий отбор Жидкости аз пласта Фиг. 173. Зависимость изменения среднего пластового давления от текущего отбора жидкости из пласта.

режима, может быть объяснено интенсивным вводом в эксшюатацию новых скважин и столь же интенсивным отбором жидкости из пласта. Однако то обстоятельство, что динамика изменения пластового давления в горизонте Dn не зависит не только от текущего отбора жидкости (нефти), а находится в функциональной зависимости и от суммарной добычи нефти из резервуара, говорит о наличии в данном случае своеобразной разновидности режимов нефтяных пластов — упруго-

402

Глава XXIII

водонапорного режима. При упруго-водонапорном режиме основную роль в продвижении жидкости (нефти) к забоям скважин играют упругие свойства жидкости (нефти и воды) и, возможно, вмещающей породы. К тому же отсутствие связи нефтесодержащих девон* ских песчаников — резервуаров — с дневной поверхностью, даже на далеких расстояниях от Туймазинского месторождения, исключает возможность восполнения энергетических ресурсов пластов по обычной схеме открытых ре—£- —jg ПП) зервуаров с водонапорным режиСнижение давления в пласте мом. Ярким доказательством суФиг. 174. Зависимость изменения среднего шествования в горизонте D,, Туйпластового давления от суммарного от* мазинского месторождения упрубора жидкости из пласта. го-водонапорного режима является анализ соотношений среднего пластового давления, с одной стороны, и текущего и суммарного отбора жидкости из пласта — с другой. Эти соотношения отображены кривыми на фиг. 173 и 174. Обращает на себя внимание кривая зависимости изменения среднего пластового давления от текущего отбора жидкости из пласта. На этой кривой выделяются два участка: первый—до 18 ат снижения давления и второй — при дальнейшем падении давления. Вследствие временных затруднений с вывозом нефти в эти отрезки времени отбор жидкости из горизонта Dn заметно сокращался. При существовании водонапорного режима обычного типа кривая динамики изменения пластового давления немедленно отразила бы стабилизацию достигнутого к моменту сокращения отбора положения или, что более вероятно, обнаружила бы подъем. В данном же случае* несмотря на эпизодические сокращения отбора из пласта жидкости, продолжалось неуклонное падение пластового давления в неизменном темпе. Кривая зависимости изменения среднего пластового давления от суммарного отбора жидкости из пласта указывает на полную гармонию в динамике изменений этих двух показателей. В то же время, как было указано выше, центр воронки депрессии пластового давления, а также ее форма обусловливаются расположением скважин на площади и текущим отбором жидкости из них. Кривая указывает на то, что с возрастанием общего количества добытой нефти наблюдается замедление падения среднего пластового давления. Эта закономерность также является характерной особенностью упруго-водонапорного режима. Был подсчитан темп падения среднего пластового давления в зависимости от добытой нефти, который указывал на возрастание суммарной добычи на каждую атмосферу снижения среднего пластового давления. Такая зависимость является следствием разрастания вширь общей воронки депрессии в горизонте Dn. Исходя из общих геологических соображений и наблюдений за работой первых скважин, вошедших в эксплоатацию, в основу проектирования рациональной разработки второго девонского горизонта было положено существование в нем упруго-водонапорного режима. Как видно из приведенных данных, полученных в результате

Рациональная разработка месторождения нефти в Туймазах

403

анализа разработки горизонта Dn Туймазинского месторождения, это исходное положение полностью подтвердилось. Наличие упруго-водонапорного режима в Dn, а также в Dr, характер поведения которых в процессе эксплоатации идентичен, можно считать доказанным. Некоторые физико-геологические параметры горизонта Do оказываются несколько отличными от принятых при проектировании системы разработки. Однако эти параметры имеют отклонения, в значительной степени компенсирующие друг друга. Гораздо показательнее сопоставление итоговых расчетных данных, полученных при проектировании системы разработки горизонта Dn, с действительными, полученными в результате практического осуществления проекта. На фиг. 169 нанесены теоретические кривые изменения забойных давлений и темпа добычи нефти. Как видно, проектная кривая изменения забойных давлений располагается несколько ниже фактической, так как при расчетах принималась несколько большая депрессия. Однако характер проектной кривой, темп ее падения совпадают с характером и темпом падения фактической кривой. G другой стороны (очевидно по той же причине — несколько большая депрессия), кривая темпа текущей добычи проходит выше фактической. Однако отклонение в целом не превышает 6—7%. Таким образом, можно сделать заключение о том, что положения, принятые нами при теоретических расчетах и при проектировании разработки второго девонского горизонта Туймазинского месторождения вполне обоснованы и подтверждаются практикой разработки.

ЛИТЕРАТУРА I. Классики марксизма-ленинизма ш 1 * ^ *?io P t K a? Т. IV» СТр.

119,

Э к о н о м и ч е с к и е

рукописи 1857—1858 гг. Глава о деньгах. Архив,

1^иУ,

2. К. М а р к с , Из неопубликованных рукописей. Материалы Института Маркса—Энгельса—Ленина. Цит. по журналу «Большевик», № 11—12, стр. 61—65, июнь, Г939. 3. К. М а р к с , Капитал, т. III, ч. 1, соч. XIX, стр. 200, 1939. 4. К. М а р к с , Капитал, т. III, ч. 2, отд. седьмой, гл. 48, стр. 291, Госиздат, М. — Л., 1928. 5. К- М а р к с , Капитал, т. Ill, ч. 2, стр. 185, Госиздат, М. — Л., 1928. 6. К. М а р к с, Капитал, т. III, ч. 2, гл. 49 — К анализу производства. Соч. XIX, стр. 419, ОГИЗ, 1947. 7. К. М а р к с , Капитал, Критика политической экономии, т. I, кн. 1 — Процесс производства капитала, соч., т. XVII, стр. 578, Партиздат ЦК ВКП(б), 1937. 8. Ф. Э н г е л ь с , Антидюринг, Соч. Маркса и Энгельса, т. XIX, стр. 301—302, 1931. 9. Ф. Э н г е л ь с , Принципы коммунизма. Собр. соч., т. V, стр. 477. 10. Ф. Э н г е л ь с , Диалектика природы. Соч. Маркса и Энгельса, т. XIV, стр. 463. 11. В. И. Л е н и н , Набросок плана научно-технических работ, соч., т. XXII, изд. 2-е, стр. 434. 12. В. И. Л е н и н , Империализм как высшая стадия капитализма, ГИЗ, 1930. 13. В. И. Л е н и н , Очередные задачи советской власти, т. XXII, стр. 450—455. 14. В. И. Л е н и н , Лучше меньше, да лучше, т. XXVII, стр. 417. 15. И. С т а л и н , Новая обстановка — новые задачи хозяйственного строительства. Вопросы ленинизма, изд. Ю-е, стр. 463, 1934. 16. И. В. С т а л и н , Политотчет ЦК XIV съезду ВКЩб) 27/VI 1930. Вопросы ленинизма, изд. 10-е, стр. 399, 1934. 17. И. В. С т а л и н , Политотчет ЦК XVI съезду ВКЩб) 27/VI 1930. Вопросы ленинизма, изд. 10-е, стр. 399—400, 1934. 18. И. В. С т а л и н , Об итогах первой пятилетки. Вопросы ленинизма, изд. 10-е, стр. 399—400, 1934. 19. И. В. С т а л и н , Отчетный доклад XVII съезду ВКП(б) 26/1 1934. Вопросы ленинизма, изд. 10-е, стр. 559—568, 1934. 20. И. В. С т а л и н, Беседа с английским писателем Г. Д. Уэллсом 22/VI 1934. Вопросы ленинизма, изд. 10-е, стр. 600—602, 1934. II. Геология и разработка нефтяных месторождений 21. А б р а м о в и ч М. В., О принципах рациональной разработки нефтеносных площадей. Вопросы рациональной разработки и охраны залежей нефти. Сборник статей, 1927. 22. А в д у с и н П. П. и Ц в е т к о в а М. А., О структуре поровых пространств песчаных коллекторов нефти, НХ № 6, 1938. 23. А н д р е е в А. Г., Освоение скважин свиты ПК в тресте Лениннефть, АНХ № 1, 1940. 24. Б а р ы ш е в В. М., Пропускная способность пласта при фильтрации нега-

Литература ЖВДК0СТИ

'

С б о

6

p № 2 21б927 И Л

^

, и б и н

Рник

В

*

А ГОНТИ И Б 1 И б И 1 0 ^

В >

В

А з Н

"' °

И И - «Принципы разработки нефтяного пласта»,

ИсЧИСЛ

Д°быча

405

не

*ние

™

ч н о й

«*™

нефти из

скважин

Ф т и в Бакинском районе по пластам, АНХ

ВЛ1ШНИИ

Р а с с т о я н и я между скважинами на их дебит,

28. Б р о д И. О., О некоторых основных терминах геологии нефти и природного газа. Труды МНИ им. акад. И. М. Губкина, вып. 4, стр. 52, Гостоптехиздат, 1946. 29. В а с и л ь е в В. Г., З а д о в Л. П., Ш а н ь г и н С. Н., Сызранское месторождение нефти и его разработка, «Нефтяная промышленность СССР» № 5, 1941. 30. Г у б к и н И. М., акад,, Д у н а е в Ф. Ф., Н и к о л а е в с к и й Н. М., Политика плановой разработки нефтяных месторождений. Труды I Всесоюзного съезда ВНИТО нефтяников, вып. 2, Москва, 1934. 31. Ж д а н о в М. А., Исследование зависимости между дебитом и давлением в природных резервуарах. Труды МНИ им. акад. И. М. Губкина, вып. 4, Гостоптехиздат, 1946. 32. Ж д а н о в М. А., Опыт исследования разработки залежи с Апшеронского месторождения нефти. Труды I Всесоюзного съезда ВНИТО нефтяников, вып. 2, ОНТИ НКТП, Москва, 1934. 33. 3 а к с С. Л., Погребенная вода и ее значение для нефтедобычи, НХ № 4, 1947. 34. 3 а к с С, Л., Отбор и исследование кернов на водо- и нефтенасыщенность, НХ № 6 , 1947. 35. К а р п е н к о Н„ Практика разработки пластов Ново-Грозненского района. Труды I Всесоюзного съезда БНИТО нефтяников, вып. 2, 1934. 36. К л ю ч е в В. П., История разработки Сураханского месторождения и его ближайшие перспективы, АНХ № 12, 1940. 37. К о л е с н и к о в М. С, К вопросу об определении запасов нефти нефтяных месторождений и выработки метода оценки нефтеносных земель и норм погашения последних в калькуляции себестоимости нефти, АНХ № 1 (25), 1924. 38. К о н ш и н А., О геологическом строении, Балахано-Сабунчино-РаманиноЗабратовского нефтяного месторождения и о запасах нефти, в нем заключающихся. Материалы для геологии Кавказа, сер. II, кн. 8, 1894. 39. К о р н е й к о в И. Ф., О разработке нефтяных месторождений с сохранением пластовых давлений, НХ № 8, 1939. 40. К о р н е н к о в И. Ф., О размещении скважин, «Нефтяная промышленность СССР» № 6, 1940. 41. К р ы л о в А. П., М у р а в ь е в И. М., Эксплоатация нефтяных скважин, ч. II, Гостоптехиздат, 1940. 42. К р ы л о в А. П., Принципы рационального размещения скважин. Вопросы техники добычи нефти и бурения на промыслах Второго Баку, Гостоптехиздат, 1943. 43. К р ы л о в А. П., Методика планирования разработки нефтяных пластов. Методы интенсификации добычи нефти. Труды всесоюзного технического совещания, т, I, Гостоптехиздат, 1946. 44. Л и н д т р о п Н. Т. и Н и к о л а е в В. М., НХ № 9, 1929. 45. М а к с и м о в и ч Г. К-, Некоторые особенности в проведении вторичных методов эксплоатации в Азнефти, НХ, № 8, 1947. п л а 46. М а к с и м о в и ч Г. К-, Определение коэфициента увеличения объ?*^ " стовой нефти. Реферат № 103. «Новости нефтяной техники», ЦИМТнефти, 1947. 47. Материалы комиссии акад. И. М. Губкина по уточнению запасов нефти и составлению проектов разведки и разработки Ново-Грозненского района, ОНШ, 1932 48. М е л и к - П а ш а е в В. С, Приконтурный флюдинг для пластов с газовым режимом, АНХ № 5, 1947. 49. М и р ч и н к М. Ф., Производственные перспективы свиты V пласта БибиЭйбата. О методах оценки нефтяных залежей, изд. ГРБ Азнефти.^ Баку, 1928. 50. М и р ч и н к М. Ф., О режиме нефтяных пластов, изд. АзФАН, Баку 1У^У. 51 М и р ч и н к М. Ф., О расстояниях между скважинами, АНХ № 6 , 1939 52! М и р ч и н к М. Ф., Стратиграфические залежи нефти, изд. АзФАН, Ьаку, 1943 ' 53. М и р ч и н к М. Ф., Нефтепромысловая геология, Гостоптехиздат, 1946.

406

Литература М

Р

а

Ь

Л

ний, ч!- 1 ^ сг опт ехиздаг > 1937

ТребИН

*" * '

Э к

™

л о

е

™ « Ф ™ - месТОрожде-

55. Н и к и т и н П. И., Анализ разработки подкирмакинской свиты Чахнагляоа в связи с расстояниями между скважинами, АНХ № 5, 1941. 56. Н и к о л а е в В. М., Режим пластов Ново-Грозненского района ТРУДЫ I Всесоюзного съезда ВНИТО нефтяников, вып. 2, ОНТИ НКТП, 1934. ' 57. О с е н и н а Т. А., Практика разработки Старо-Грозненского и Артемовского районов. Труды I Всесоюзного съезда ВНИТО нефтяников, вып. 2, ОНТИ НКТП, 1934. 58- П р е о б р а ж е н с к и й И. А., Определение пористости сыпучих пород, Аг1л J№ 1, 1931. 59. С м и р н о в Н. Н., Метод определения расстояния между буровыми скважинами и выбор системы разработки нефтяного пласта, «Нефтяное и сланцевое хозяйство» № 2, 1925. 60. С н а р с к и й А. Н., Поддержание давления газовой шапки как метод увеличения отдачи пласта, АНХ № 10—11, 1940. 61. С т р и ж о в И. Н., Методы разработки нефтяных месторождений, «Грозненское нефтяное хозяйство» № 4, 1923. 62. С т р и ж о в И. Н., X о д а н о в и ч И. Е., Добыча газа, Гостоптехиздат, 1946. 63. Т р е б и н Ф. А., Нефтепроницаемость песчаных коллекторов, Гостоптехиздат, 1945. 64. У с т и н о в Н. Р., Изучение песков различного состава на отдачу (АзНИИ). Научно-исследовательские работы нефтяников» вып, 3, «Добыча нефти», стр. 6, Гостоптехиздат, 1944. 65. Ф а н и е в Р., Методы приближенной характеристики пластовой нефти. Реферат № 102 —«Новости нефтяной техники», ЦИМТнефти, 1947. 66. Ч а р н о ц к и й С. И., Методы подсчета запасов нефтяных месторождений, ГОНТИ, Ленинград, 1922. 67. Ш а н ь г и н С. Н., Практика разработки Грозненских месторождений нефти. Труды I Всесоюзного съезда ВНИТО нефтяников, вып. 2, ОНТИ НКТП, 1934. 68. Ш а н ь г и н С. Н.? Методы рациональной разработки нефтяных месторождений Эмбенской области и пути дальнейшего повышения добычи нефти. Геология и нефтеносность Русской платформы и Эмбы. Сборник статей, стр. 227, Гостоптехиздат, 1946. 69. Б а к л е й С . и К р э ы Р . , Принципы рациональной эксплоатации нефтяных месторождений, 1943. 70. Б и л К., Кривые падения производительности нефтяных скважин и их применение для оценки нефтеносных площадей, Bull. № 117 Bureau of Mines, Вашингтон, 1919. 71. Б и л К. и Л ь ю и с Дж., Некоторые новые методы определения производительности нефтеносных участков, Amer. Inst. Mining Eng. Bull. № 134, 1918. 72. Б и л К- и Л ь ю и с Дж., Некоторые факторы производительности нефтяных скважин, Bull, № 194, Bureau of Mines, Вашингтон, 1921. 73. Б и л К. и Л ь ю и с Дж., Некоторые факторы производительности нефтяных скважнн, «Советская нефтяная промышленность», Москва, 1930. 74. Б р о к у и н е р С , Значение критического числа скважин в развитии нефтяных промыслов, Eng. a. Min. J.—Presse, May, 1924. 75. В у у д Ф. Е., Проблема расстояний между скважинами, Amer. Petr. Inst. Bull, № 209, 1932. 76. Г а з е м а н В., Метод формул для определения расстояния между скважияами и скоростями продукции, «Nat. Petr. News», May, 1929. 77. Г а з е м а н В., Теория расстояния между скважинами, «Traus, Inst. Min. a. Met. Eng.», 1930. 78. Т е с т е р Г. У., Т е с т е р С. X. и Б а р у Е. Б м Ближе расположенные друг к Другу скважины дают большее количество нефти, «Oil a. Gas Journ.», № 10, 1924. 79. Д е - Г о л ь е р, Рациональная разработка нефтяных месторождений, 1941. 80. К о т л е р В., Определение подземных запасов нефти по кривым производительности скважин, Bull. № 228, Bureau of Mines, Вашингтон, 1924. 81. К о т л е р В., Определение подземных запасов по кривым производительности скважин, изд. «Советская нефтяная промышленность», Москва, 1926. 82. К э б е й л е р X., Эффективный темп добычи нефти, 1943. 83. Л а р к е й У. С., О вычислении кривых падения производительности нефтяных скважин, Min a. Met, 1923.

Литература

407

84. Л ь ю и с Дж., Методы увеличения добычи нефти из нефтяных песков, Bull. № 148, Bureau of Mines, 1919. 85. Л ь ю и с Дж., Сравнительный разбор вопроса о расстояниях между скважинами в месторождениях с газовым и водяным напором, «Oil a. Gas Journ»., 1934. 86. М е л ь х е р Г. Ф., Определение пористости песчаных пород, «Traus. Amer. Inst. Min. a. Met. Eng.», Petroleum Divigion, 1921. 87. M у л е й н Д., Режим нефтяных месторождений, «Petroleum Eng.», Annuel number, 1944. 88. «Petroleum Age», № 15, 1924. 89. P e к в а М. Л., Методы оценки нефтяных площадей, «Amer. Inst. Min. Eng.», Bull. № 134, 1918. 90. P e к в а М. Л., Оценка нефтяных площадей в Калифорнии, «Amer. Inst. Min. Eng.», Bull № 64, 1912. 91. С т е к о л л M., «Petroleum Eng.», № И, у. XVI, 1945. 92. С ю м э н Дж. Р., Проблема расстояния между скважинами: менее тесное расположение скважин увеличивает суммарную добычу. «Oil Weekly», 28/V 1935. 93. С ю м э н Дж. Р. Разреженная сетка увеличивает конечную добычу, Amer. Petr. Inst. Dulling a. Prod. Prac, 1934. 94. Т о м п с о н Б., Добыча нефти и разработка нефтяных промыслов. 1910. 95. Т о м е В., Ч и с х о л ь м Р. и К э м и р о н А., Два метода определения пористости известняков. «I. Inst. Petr. Techn.», VIII, 1935. 96. Т р о с т е л л , Проблема увеличения добычи нефти, 1943. 97. Ф е л п с Р. В., Аналитические принципы для определения расстояний между нефтяными и газовыми скважинами. 1928—1929 г* (пер. в журн. «Нефтяное хозяйство» № 3, 1930). 98. Ч а н е й М. Г., Экономически выгодное расстояние между нефтяными скважинами, Bull. «Amer. Petrol. Geol.», 1935 (пер., в журн. «Иностранная нефтяная техника», ЦИСОН, Азнефтеиздат, вып. 371, Баку, 1936). 99. Ш о у С. Ф., Размещение скважин и темп добычи — важнейшие факторы конечной суммарной добычи, «Oil a. Gas Journ.» № 44, 1935. 100. Э л л и о т Д., Анализ работы месторождений с водонапорным режимом, «Petroleum Techn.», VII, 1935. 101. Ю р е н Л. С, Принципы дренирования нефти из пласта, ОНТИ, М. —Л., 1933. 102. Ю р е н Л. С, Плановая разработка нефтяных месторождений, пер. с англ., ГОНТИ, Москва, 1933. 103 Ю р е н Л. С, Принципы разработки нефтяных месторождений, пер. с англ., ГОНТИ, Москва, 1932. 104. Ю р е н Л. С, Обзор работ по размещению скважин, «Petrol. Eng.», IX, XI, XII, 1943. Ш. Подземная нефтяная гидродинамика 105. Б е л а ш П. М-, Электрические модели для приближенного решения интегральных и интегродиференциальных уравнений, ч<Электричество», № 11, 1945. 106. Б е л а ш П. М.» Моделирование вариационных задач. Труды МНИ, вып. 7, 1947. 107. Б е л а ш П. М., Электрическое моделирование движения газа в пористой среде. Труды МНИ, вып. 3, 1945. 108. Б е л а ш П. М., Электрические модели для приближенного решения интегральных уравнений и вариационных задач. Труды MHHt вып. 6, Гостоптехиздат, 1947. 109. Б е л а ш П. М., Об одном случае составления электрических сеток. Труды МНИ, вып. 6, Гостоптехиздат, 1947. 110. Б е л а ш П. М., Методы электрических сеток при решении задач водонапорного режима, «Новости нефтяной техники», 1947. 111. Б е л а ш П. М., Метод электрических сеток при решении задач упругого режима, «Новости нефтяной техники», 1947. 112. Г а л и н Л. А., Неустановившаяся фильтрация со свободной поверхностью, ДАН, т. XXVII, № 4, 1945. ИЗ. Г е р ш г о р и н А. С, Об электрических сетках для приближенного решения диференциального уравнения Лапласа, «Журнал прикладной физики», т. IV, вып. 3—4, 1929. 114. Г л о г о в е к и и М. М м Эксплоатация обводненных скважин методом обращенного конуса обводнения. Труды МНИ, вып. 6, Гостоптехиздат, 1947. 115. Г у т е н м а х е р Л. И., Электрическое моделирование, изд. АН СССР, 1943. 116. К а з а р н о в с к а я Б. Э., Размещение скважин (схемы и дебиты) при начальном горизонтальном разделе вода—нефть. Труды МНИ за 1945 г., вып. 6, стр. 18, Гостоптехиздат, 1947,

408

Литература

117. К р ы л о в А. П. и Г л о г о в с к и й М. М., Способ эксплоатации скважин с нижней пластовой водой. Обмен производственным опытом. Гостоптехиздат, 1943. 118. Л а п у к Б. Б., Об установившемся течении газированной жидкости в пористой среде, «Нефтяная промышленность СССР» № 5, 1941. 119. Л е й б в и з он Л. С, акад., Движение природных жидкостей и газов в пористой среде, ОГИЗ ГТТИ, 1947. 120. Л е й б е н з о н Л. С, акад., Нефтепромысловая механика, ч. II — Подземная гидравлика воды, нефти и газа, Горно-геологическое нефтяное издательство, 1934. 121. Л е й б е н з о н Л. С, акад., О кривых эксплоатации нефтяных скважин, «Нефтяное и сланцевое хозяйство» № 1, 1924. 122. П о л у б а р и н о в а - К ° ч и п а П. Я., Некоторые задачи плоского движения грунтовых вод. Институт механики АН СССР, изд. АН СССР, М.—Л., 1942, 123. П о л у б а р и н о в а - К о ч и н а П. Я. и К а з а р н о в с к а я Б. Э., О движении подошвенных вод в нефтяных пластах. «Прикладная математика и механика», т. VII, 1943. 124. П о л у б а р и н о в а - К о ч и н а П. Я-, О неустановившихся движениях в теории фильтрации и перемещении контура нефтеносности. «Прикладная математика и механика», ч. IX, 1945. 125. П о л у б а р и но в а- К о ч и и а П. Я., К вопросу о перемещении контура нефтеносности, ДАН, № 4, 1945. 126. П о л у б а р и н о в а - К о ч и н а П. Я., О прямой и обратной задаче теории фильтрации. 127. Р о з е н б е р г М. Д., Труды МНИ им. акад. И. М. Губкина, Гостоптехиздат, М.—Л., вып, 9, стр. 21, 1947. 128. С е г а л Б. И., Некоторые пространственные задачи теории потенциала и их приложения, Известия АН СССР, серия математическая, тч VII, № 4, 1946. 129. Т о л с т о в Ю. Г., Применение метода электрического моделирования физических явлений к решению некоторых задач подземной гидравлики. Журнал «Техническая физика», т. XII, вып. 10, 1942. 130. Х р и с т и а н о в и ч С, А., акад., «Прикладная математика и механика», т. IV, вып. 1, 1940. 131. X р и с т и а н о в ич С. А., акад., Движение газированной жидкости в пористой среде. «Прикладная математика и механика», № 1, 1941. 132. Ч а р н ы й И. А., АН СССР №№ 4, 5, т. XI, 11, 1944. 133. Ч а р н ы й И. А., Влияние сжимаемости краевой воды на режим эксплоатации нефтяных месторождений. Изв. ОТН АН СССР, №№ 7—8, 1944. 134. Ч а р н ы й И. А., О притоке нефти к скважинам в месторождениях различных форм — полосообразной, круглой и овальной. Труды МНИ им. Губкина, вып. 3, стр. 39, Гостоптехиздат, 1945. 135. Ч а р н ы й И. А. и К р ы л о в А. П., Приближенный метод расчета дебитов и сроки обводнения многорядных батарей скважин. Труды МНИ им. Губкина, вып. 3, стр. 38, Гостоптехиздат, 1945. 136. Ч а р н ы й И. А., ДАН СССР, №№ 4, 5, 1944. 137. Ч а р н ы й И, А., О наивыгоднейшей расстановке скважин в нефтяных пластах с водонапорным режимом, «Известия» ОТН, АН СССР, № 1, 1945. 138. Ч а р н ы й И. А., Об интерференции несовершенных скважин, «Известия» ОТН АН СССР, № и , 1946. 139. Ш п и л ь р е й н Я. Н., Таблицы специальных функций, ч. 1, ГТТИ, 1933. 140. Щ е л к а ч е в В. Н. и П ы х а ч в в Г. В., Интерференция скважин и теория пластовых водонапорных систем, АзГОНТИ, Баку, 1939. 141. Щ е л к а ч е в В. Н., Зависимость суммарного дебита скважин от их числа и степени уплотнения, «Нефтяная промышленность СССР», № 2, июль 1940. 142. Щ е л к а ч е в В. Н., Основы подземной нефтяной гидравлики, Гостоптехиздат, 1945. 142а. Щ е л к а ч е в В. Н., Труды ГрозНИИ, вып. 5, 6, 1945. 143. Щ е л к а ч е в В. Н., ДАН СССР, т. I, И, Ш 2, 3, 5, 1946. 144. Щ е л к а ч е в В. Н., Об одном случае движения нефти в скважинах при гидравлическом режиме, НХ №№ 10 и 12, 1935. 145. Я к о в л е в В. П., Волюметрический режим и законы фильтрации жидкости через горные породы, АНХ № 5, Баку, 1935. 146. Я к о в л е в В. П., Законы волюметрического режима, Азнефтеиздат, Баку, 1936. 147. Я к о в л е в В. П., О размещении скважин при водонапорных режимах, НХ, Ж№ 3 и 4—5, 1940. 148. В и к о в Р. Д., Факторы, обусловливающие характер работы нефтяных пластов, «Oil a. Gas Journ.», Jslb 27, 1940.

Литература

409

149. В и к о в Р., Б о т с е т X., М а с к е т М. и Р и д Д., Определение проницаемости пористой среды. «Иностранная нефтяная техника», вып. 222, ЦБИТИ, Азнефтеиздат, 1934. 150. Г е р о л ь д С, Аналитические основы добычи нефти, воды и газа из скважин, Государственное научно-техническое нефтяное издательство, 1932. 151. Г е р о л ь д С., Режим нефтяных месторождений. (Доклад на 1 съезде БНИТО нефтяников). ГОНТИ, Москва, 1933. 152. Г е р о л ь д С, Определение расстояния между скважинами при различных режимах нефтяных месторождений и при различных способах эксплоатации. Труды I Всесоюзного съезда ВНИТО нефтяников, вып. 2, Москва, 1934. 153. К а р с л о у , Теория теплопроводности, Гостоптехиздат, М.—Л., 1947. 154. М а с к е т М., Течение однородной жидкости через пористую среду, НьюЙорк — Лондон, 1937. 155. М а с к е т М., Принципы размещения скважин, «Petrol. Technology», 2/3, 1939. 156. М а с к е т М., Определение факторов, влияющих на работу пласта. «Amer. Just, of Min. a. Met. Ing. Frans», vol. 136, 1940. 157. М а с к е т М., 1935, стр. 144. IV. Экономика нефтяной промышленности 158. Б е л о в П., Основная экономическая задача СССР и социалистическое размещение производительных сил, «Проблемы экономики» № 5—6, стр. 72—90, 1940. 159. Б е л о в П.» Социалистическое размещение производительных сил в СССР, «Проблемы экономики» № 1, стр. 54, 1939. 160. Б е й д е р П. Я., Транспортирование и хранение нефтепродуктов Второго Баку в третьей пятилетке, «Восточная нефть» № 3, стр. 39, 1939. 161. Б л ю м и н И., К вопросу о равномерном размещении производительных сил, «Проблемы экономики» № 3, стр. 44—58» 1935. 162. В о з н е с е н с к и й , Военная экономика СССР в период Отечественной войны, Госполитиздат, 1947. 163. Г а л и ц к и й А. Е., Планирование перевозок, Госпланиздат, стр. 22—29, Москва, 1929. 164. Ж д а н о в А. А., Доклад о XXIX годовщине Великой Октябрьской Социалистической революции 6 ноября 1946 г. 165. Инструкция по пообъектному планированию и финансированию сооружений нефтяных и газовых скважин, изд. ЦНИГ ОРК и Наркомнефти, Гостоптехиздат, 1941. 166. Л я п и н А., О постепенном переходе от социализма к коммунизму, «Большевик» № Ц—12, стр. 49—50, июль 1946. 167. М а л е н к о в Г. М., Доклад на XVIII партконференции, Госполитиздат, Москва, 1941. 168. Нефтяная промышленность в цифрах. Краткий статистический справочник, стр. 13, ОНТИ, 1935. 169. Н и к о л а е в с к и й Н. М., Стахановское движение на Бакинских промыслах. «Проблемы экономики», № 2, стр. 165—181, 1938. 170. Н и к о л а е в е к и й Н. М., Вопросы экономики нефтяной промышленности СССР. (Труды Института экономики АН СССР под общ. ред. акад. С. Г. Струмилина), ГОНТИ, 1938. 171. Н и к о л а е в с к и й Н. М., Планирование себестоимости бурения по фазам производства, АНХ № 3, 1932. 172. Н и к о л а е в с к и й Н. М., Хозрасчет в бурении (Труды Азербайджанского нефтяного института), ГОНТИ НКТП, 1933. 173. Н и к о л а е в с к и й Н. М., О пересмотре норм амортизации нефтяных скважин и организации их капитального ремонта, «Нефтяное хозяйство» № 8, 1939. 174. Н и к о л а е в с к и й Н. М., Об экономическом подходе к возврату на вышезалегающие горизонты, «Нефтяная промышленность СССР», № 4, 1941. 175. Н и к о л а е в с к и й Н. М., Экономика разработки нефтяных месторождений. Экономика размещения скважин и районирование добычи нефти, Гостоптехиздат, 1946. 176. Н и к о л а е в с к и й Н. М., Влияние различных условий разработки на экономическое решение проблемы размещения скважин. Труды МНИ им. акад. Губкина, 1945, вып. 6, стр. 17, Гостоптехиздат, 1947. 177. Н и к о л а е в с к и й Н. М., Экономические основы рациональной разработки нефтяных месторождений. Труды МНИ им. акад. И. М. Губкина, стр. 200, Гостоптехиздат, 1947. 178. Н и к о л а е в с к и й Н. М. и П а р о н д ж а н о в Д., Пути организации производства в бурении, АНХ, № 12, 1934.

410

Литература

179. О р л о в Н., Калькуляция и анализ себестоимости железнодорожных перевозок. Трансжелдориздат, Москва, 1939. 180. П о в о р о ж е н к о В. В., Организация перевозок пассивных грузов на железнодорожном транспорте, Трансжелдориздат, Москва, 1941. 181. П р о б с т А. В., проф., Основные проблемы географического размещения топливного хозяйства СССР, АН СССР, 1939. 182. Резолюции XVIII съезда ВКП(б), стр. 22, 23, 25, 28. Госполитиздат, 1939, 183. Свод грузовых тарифов речного транспорта СССР, Речиздат, 1940. 184. Свод грузовых тарифов Морского флота СССР, Госмориздат, 1940. 185. Справочник сметных норм по строительству нефтяных скважин, Баку, 1938. 186. С т р у м и л и н С. Г., акад., К проблеме эффективности капитальных затрат (июнь 1929). Проблема планирования в СССР, стр. 320—341, АН СССР, 1932. 187. С т р у м и л и н С. Г., акад., Фактор времени в проектировках капитальных вложений. «Известия» АН СССР, № 3, стр. 195, 1946. 188. С т р у м и л ин С. Г,, акад., Черная металлургия в России и в СССР. АН СССР, 1935. 189. Тарифное руководство, №№ 3 и 4, НКПС, Трансжелдориздат, 1940—-1941; № 3, 1943. 190. Т о л с т о й А., Методы устранения нерациональных перевозок при составлении оперативных планов, Трансжелдориздат, Москва, 1941. 191. Ф е й г и н Я-, Экономическое районирование СССР, «Проблемы экономики* № 3, стр. 62, 1938. 192. Ф е й г и н Я., Сталин о социалистическом размещении производительных сил, «Проблемы экономики» № 1, стр. 73, 1940. 193. X а ч а т у р о в Т. С, Основы экономики железнодорожного транспорта, ч. I., стр. 40, Трансжелдориздат, 1946. V. Проектно-исследовательские работы Бюро МНИ им. акад. И. М. Губкина 194. К р ы л о в А. П., Г л о г о в с к и й М. М., Ч а р и ы й И. А., Рациональное размещение нефтяных скважин в Восточно-Калиновском и Восточно-Новостепановском участках треста Бугурусланнефть. Труды МНИ им. Губкина за период 1938—1944 гг.. вып. 3., стр, 42, Гостоптехиздат, 1945. 195. К р ы л о в А. П., А р х а н г е л ь с к и й М. М., Г л о г о в с к и й М. М., Л а п у к Б. Б., Н и к о л а е в с к и й Н. M.t С е м е н о в и ч В. В., Ч а р н ы й И. А., Рациональное размещение скважин на месторождениях Балка Широкая и Гора Асфальтовая Краснодарнефтекомбината. Труды МНИ им. Губкина за период 1938— 1944 гг., выи. 3, стр. 44, Гостоптехиздат, 1945. 196. К р ы л о в А. П., Г л о г о в с к и й М. М., К о р о т к о е С Т . , Никол а е в с к и й Н. M.t Рациональное размещение скважин на месторождениях КураЦеце и Абузы Краснодарнефтекомбината. Труды МНИ им. акад. Губкина за период 1938—1944 гг., вып. 3, стр. 43, Гостоптехиздат, 1945. 197. Г л о г о в с к и й М. М., Б е л а ш П. М., К а з а р но в с к а я Б. Э,, Кор о т к о в С. Т., К р ы л о в А. П.. Н и к о л а е в с к и й Н. М., Технологические основания процесса закачки газа (воздуха) в пласт на месторождении Балка Широкая Краснодарнефтекомбинта. Труды МНИ им. Губкина за период 1938—1944 гг., вып. 3, стр. 45, Гостоптехиздат, 1945. 198. Г л о г о в с к и й М. М., Б е л а ш П. М., К р ы л о в А. П., Н и к о л а е в с к и й Н. М., Разработка III горизонта месторождения Балка Широкая с нагнетанием воды в пласт. Труды МНИ им. Губкина за период 1938—1944 гг., вып. 3, стр. 46, Гостоптехиздат, 1945. 199. К р ы л о в А. П., Г л о г о в с к и й М. М., Б у я л о в Н. И., Н и к о л а е в с к и й Н. М., Ч а р н ы й И. А., Предварительная схема разработки пласта D n (девон) Туймазинского нефтяного месторождения. Труды МНИ им. Губкина за 1945 г., вып. 6, стр. 13, Гостоптехиздат, 1947.

О Г Л А В Л Е Н И Е Предисловие Введение . ,

Стр. 3 5

. Раздел

первый

Сущность проблемы рациональной разработки нефтяных месторождений и основы ее комплексного решения Г л а в а I. Основные понятия и представления (М. М. Г л о г о в с кий, А. П. К р ы л о в , Н. М. Н и к о л а е в с к и й )

Ю

§ 1. Технологическое понимание процесса разработки § 2. Режим нефтяного пласта • . . . „ . 1. Таблица элементарных режимов пласта 2. Две категории режимов пласта 3. Водонапорные режимы 4. Газонапорные режимы . 5. Гравитационные режимы 6. Режим растворенного газа 7. Нефтеотдача при различных режимах пласта 8. Принудительное изменение режима пласта § 3. Процесс эксплоатации нефтяной залежи § 4. Вопросы экономики разработки нефтяных месторождений

10 11 11 12 13 16 17 17 18 19 20 27

. . , . .

. . . . . .

Г л а в а II. Аналш теоретических исследований и практики разработки (М. Ф. М и р ч и н к)

30

§ 1. Первый этап (1918-1928 гг.) § 2. Второй этап (1929—1938 гг.) § 3. Третий этап (1939—1947 гг.) 1. США 2. СССР

30 36 45 45 51

Г л а в а III. Принципы и методы комплексного решения проблемы разработки (М. М. Г л о г о в с к и й , А. П. К р ы л о в , Н. М. Н и к о л а е в с к и й )

64

$ 1. Критерий выбора рациональной системы разработки § 2. Комплексный метод установления рациональной системы разработки 1. Этапы решения задачи 2. Геологическое изучение пласта 3. Гидродинамические расчеты 4. Оценка экономической эффективности 5. Выбор рациональной системы разработки . 6. Порядок разбуривация месторождения

64 67 67 69 69 71 72 73

. .

412

Оглавление

Раздел второй Геологические основы разработки Г л а в а IV. Основные геологические условия разработки (М. М. Г л о г о в е к и й , А. П. К р ы л о в , М. Ф. М и р ч и н к ) § 1. Установление режима и параметров пласта § 2. Граничные условия при разработке нефтяной залежи

§ 1. § 2. § 3. § 4. § 5.

Г л а в а V. Изучение физико-геологических параметров месторождения (М. Ф. М и р ч и н к ) Структурные условия нефтяных залежей Физико-геологические свойства коллекторов 1. Пористость породы 2. Проницаемость породы • Нефтенасыщенность коллекторов Физические свойства флюидов в пластовых условиях Исследование скважин

74

74 76 79 79 80 80 83 85 87 91

Раздел третий Гидродинамические основы разработки Г л а в а VI. Гидродинамическая схема нефтяной залежи (И. А. Ч а р н ы й ) § 1. Основные предпосылки . § 2. Обоснование выбора расчетного контура нефтеносности

§ § § §

§

93 93 94

Г л а в а VII. Рациональные схемы размещения скважин в нефтяных 97 пластах с напорным режимом (И. А. Ч а р н ы й ) 1. Общие замечания , 97 2. Дебиты галлереи и сроки продвижения контура нефтеносности 98 3. Расстановка галлереи в нефтяном пласте с напорным режимом . . . . . 100 4. Рациональная расстановка галлереи в пластах основных форм 103 I. Полосообразная залежь: 103 1. Водонапорный режим . . » 103 2. Газонапорный режим 106 3. Газо-водонапорный режим Ю6* 4. Гравитационный режим 107 II. Круговая залежь: 1. Водонапорный режим 107 2. Газонапорный режим ПО 3. Газо-водонапорный режим 112 4. Гравитационный режим . 112 5. Влияние на расстановку галлереи региональных изменений по падению и простиранию пласта . . . 112 Г л а в а VIII. Расчеты дебитов многорядного размещения скважин в случае одножидкостной системы (И. А. Ч а р н ы й )

115

Г л а в а IX. Приближенные методы определения дебитов скважин и времени их эксплоатацш (А. П. К р ы л о в )

121

§ 1. Основные условия работы скважин § 2. Метод, применяемый для определения дебитов скважин и сроков их экс* плоатацин § 3. Некоторые замечания по методу определения дебитов и срока эксплоатации скважин

121 122 124

Оглавление | 4. Приведенные контуры питания !• Полосообразная залежь 1. Водонапорный режим 2. Газонапорный режим II. Круговая залежь 1. Водонапорный режим 2. Газонапопный режим § 5. Определение дебитов скважин А. Постоянное предельное давление на забое скважин

I. Полосообразная залежь II. Круговая залежь III. Овальная залежь

Б. Постоянный предельный отбор жидкости I. Полосообразнзя залежь II. Круговая залежь . . . , . . , III. Овальная залежь . § 6. Определение времени эксплоатации скважин I. Полосообразная залежь II. Круговая залежь III. Овальная залежь

413

. .

132 . . 138 142

Г л а в а X. Влияние на размещение скважин асимметричности залежи и неоднородности пласта (А. П. К р ы л о в ) § 1. Влияние асимметричности залежи I. Полосообразная залежь II. Круговая залежь III. Овальная залежь § 2. Влияние на размещение скважин изменения по пласту физических свойств пород Глава

XI. Влияние несовершенства скважин на их дебит (М. М. Г л о г о в с к и й ) 1. Типы несовершенных скважин 2. Расчет дебита несовершенной по степени вскрытия скважины « , . . . . 3. Расчет дебита несовершенной по характеру вскрытия скважины . * . . . § 4. Дебит сетки несовершенных скважин Г л а в а XII. Влияние упругих сзоЯств флюидоз и породы на режим эксплоатации нефтяных месторождений (И. А. Ч а р н ы й ) § 1. Интегрирование уравнений движения сжимаемой жидкости в пористой среде для ограниченного и неограниченного пласта . . . , § 2. Метод последовательной смены стационарных состояний и его сравнение с одним из точных решений § 3. Расчетные схемы разработки и эксплоатации нефтяных месторождений при упруго-водонапорном режиме Глава

125 126 126 128 129 129 13! 132 132

Х Ш . Нагнетание вытесняющего агента в п/шст (И. А. Ч а р и ы й)

§ I. Нагнетание воды в законтурную зону пласта § 2. Нагнетание газа в газовую шапку

146 147 149 152 153 153 154 155 156 156 156 157 159 161

164 164 166 169 170 172

172 177 182 184

184 186

Г л а в а XIV. Гидродинамические методы определения осредненных значений некоторых параметров нефтяных пластов—проницаемостии мощности 187 (И. А. Ч а р н ы й ) § 1. Общие соображения о методике определения характеристик нефтяных пластов § 2. Определение проницаемости пласта по данным о коэфициенте продуктивности скажин . , „

187 188

414 Глава

Оглавление XV. Электромоделирование процессов разработки нефтяных пластов

190

(П. М. Бе лаш) § 1. Электрические аналогии § 2. Устройство электрических сеток § 3. Работа с электрическими сетками 1. Снятие изолиний давлений 2. Аппроксимация контура на сеточной области 3. Моделирование скважин 4. Определение дебитов 5. Продвижение контура нефтеносности § 4. Увеличение масштаба сетки • § 5. Моделирование процесса инжекции § 6. Экстремальные задачи при расстановке нефтяных скважин § 7. Электрические сетки для решения задач упругого режима •• § 8. Использование электрических сеток для определения гидродинамических параметров пласта • § 9. Пример решения задачи на электрических сетках §10. Перемещение Еодонефтяного контакта и определение времени эксплоатации

201 202 20о 2}}^ 208 212 216 219 221

Раздел четвертый Экономические основы разработки нефтяных месторождений Глава

XVI. Проблема экономической эффективности разработки нефтяных месторождений

223

(Н, М. Н и к о л а е в с к и й ) § 1. Народнохозяйственный подход к выбору системы разработки в условиях социалистического планового хозяйства § 2. Экономические методы решения задач выбора системы разработки . . . 1. Оценка текущей добычи нефти с залежи 2* Методы решения Глава

XVII. Экономика

размещения

скважин

223 225 225 229 231

(Н. М, Н и к о л а е в с к и й ) § 1. Предмет и метод исследования § 2. Направление и объекты анализа § 3, Трудоемкость разработки при различном размещении скважин . . . . . 1. Добыча нефти . 2. Бурение скважин § 4. Капиталоемкость разработки при различном размещении скважин . . . . § 5. Металлоемкость разработки при различном размещении скважин § 6. Затраты на эксллоатацию месторождения при различном размещении скважин Глава

XVIII.

Методы экономического проектирования

231 231 232 232 235 237 239 239 243

(Н. М. Н и к о л а е в с к и й ) § 1. Задачи и показатели экономического проектирования § 2. Условия экономического проектирования § 3. Определение объема производства на промысле 1. Скважины 2. Промысловая площадь § 4. Расчет производительности труда . . § 5. Расчет капитальных затрат и затрат металла на единицу продукции . . . § 6. Расчет себестоимости § 7. Рекомендации в области экономических исследований .

243 244 245 245 247 248 251 254 255

Оглавление Раздел

415

пятый

Комплексное проектирование разработки месторождения (Теоретические примеры и их анализ) Глава

XIX. Примеры комплексного проектиросания разработки

258

(М. М. Г л о г о в с к и й , А. П. К р ы л о в , Н. М. Н и к о л а е в с к и й ) § § § § §

1, Основные факторы разработки и их типизация 2. Выделение типов месторождений для проектирования 3. Гидродинамические расчеты 4- Экономические расчеты 5. Анализ кривых и оценка системы разработки по промыслово-экономическим показателям 1. Оценка добычи нефти • 2. Оценка экономических показателей

258 260 261 268 289 289 293

Г л а в а XX. Метод определения рационального размера добычи нефти и системы разработки для отдельного месторождения при минимальных зональных 299 издержках производства (А. П. К р ы л о в , Н. М, Н и к о л а е в с к и й ) § 1. Необходимость увязки проектирования разработки с экономическим районированием , # § 2. Определение уровня добычи нефти и числа скважин для отдельного месторождения . § 3. Пример рационального распределения добычи нефти по месторождениям зоны § 4. Рациональный размер годовой добычи нефти с отдельных пластов многопластового месторождения § 5. Метод экономической оценки прироста добычи нефти с вводом каждой последующей скважины . •• Г л а в а XXI. Влияние

299 300 303 317 319

отдельных факторов разработки на выбор

системы разработки (А. П. К р ы л о в ,

Н. М. Н и к о л а е в с к и й )

1. Влияние вязкости нефти и проницаемости коллектора • 2, Влияние мощности, пористости пласта и коэфициента использования пор § 3. Влияние расстояния до контура питания . § 4. Влияние размера и формы месторождения . , § 5. Влияние технического прогресса и улучшения организации труда . . . . Раздел

322 322 325 326 328 329

шестой

Комплексное проектирование разработки месторождения (Практические примеры на месторождениях Кура-Цеце, Абузы и месторождении девонской нефти в Туймазах) Г л а в а XXII. Рациональная разработка месторождений Кура-Цеце а Абузы {Краснодарский край) (М. М. Г л о г о в с к и й , А. П, К р ылов, Н. М. Н и к о л а е в с к и й ) § 1. Организация работ § 2. Геолого-промысловая характеристика месторождений I. Месторождение Кура-Цеце 1» Строение нефтяной залежи 2. Кол лекторские свойства песков 3. Построение хонтуров нефтеносности , . . 4. Режим пласга и пластовое давление 5. Газовый фактор 6. Характеристика нефти и газа 7. Определение площади нефтеносности и промышленных запасов нефти

331 331 332 332 332 333 335 337 338 339 339

416

§ § §

§

Оглавление

II. Месторождение Абузы 1. Структура нефтяной залежи 2. Кол лекторские свойства песков 3. Построение контуров нефтеносности 4. Пластовые давления 5. Газовый фактор 6. Характеристика нефти, газа и воды . 7. Площадь нефтеносности и промышленные запасы нефти 3. Основные положения для гидродинамических расчетов 4. Гидродинамические расчеты 1. Размещение рядов скважин и расчетные варианты 2. Сроки разработки - - . . - • • 5. Экономика размещения скважин на месторождениях Кура-Цеце и Абузы 1. Оценка добычи нефти 2. Трудоемкость разработки 3. Эффективность металло-и капиталовложений 4. Себестоимость нефти . ••• . 5. Комплексное рассмотрение экономических показателей 6. Рациональная система разработки залежей 1. Размещение скважин 2. Конфигурация рядов скважин 3. Вскрытие пачек III горизонта 4. Сетка скважин * . . , 5. Порядок разбуривания 6. Экономический эффект проекта

339 339 341 342 343 344 344 344 346 347 347 352 355 356 358 362 364 365 368 368 369 369 369 370 370

Г л а в а XXIII. Рациональная разработка месторождения девонской нефти в Туймазах {Башкирская АССР) (М. М. Г л о г о в с к и й , 372 А. П. К р ы л о в, М. Ф. М и р ч и и к, И. М. Н и к о л а е в с к и й , И. А. Ч а р н ы й ) § 1. Организация работ § 2. Геологочпромысловая характеристика месторождения 1. Нефтеносные горизонты 2. Физико-механические свойства коллекторов и нефти 3. Коэфициент нефтеотдачи 4. Режим девонских горизонтов 5. Расчетные данные § 3. Основные особенности разработки девонских горизонтов 1. Условие прекращения фонтанирования скважин 2. Условие сохранения однофазности нефти • . . 3. Прогноз темпа падения пластового давления 4. Поддержание пластового давления § 4. Гидродинамические расчеты 1. размещение рядов скважин и расчетные варианты 2. Сроки разработки и средние дебиты 3. Законтурное заводнение пласта § 5. Экономические расчеты § 6. Оценка и выбор системы разработки § 7. Порядок разработки девонских горизонтов § 8. Система разработки § 9. Анализ разработки девонского горизонта £>IJt в 1946—1947 гг Литература

, , .

,

. . .

372 373 374 375 377 378 379 380 380 381 382 384 384 384 385 387 389 393 395 396 397 404