Файл: Орлов В.С. Проектирование и анализ разработки нефтяных месторождений при режимах вытеснения нефти водой.pdf

дополнительных мощностей по добыче нефти

в

отрасли.

Д л я

решения

поставленной задачи,

используя

методику

расче­

т а технологических

показателей

Т а т Н И П И н е ф т ь

[113],

были рас­

считаны

показатели

р а з р а -

ботки

вариантов,

отличаю ­

щихся

друг

от

друга

по

темпам

ввода

эксплуата ­

ционных скважин в разра ­

ботку

и

темпам

отбора

нефти.

Исследования

проводи­

лись

для

четырех

вариантов

по темпам отбора в началь ­

-1

г

ный

момент

2,5%; 5%,

10%

и

15%,

к а ж д ы й

из

которых

20

30

і,годы

был

рассчитан

при

следую­

щих темпах ввода эксплуа ­

тационных скважин в экс­

плуатацию: при

мгновенном

вводе,

а

т а к ж е

при

различ ­

ных

сроках

р а з б у р и в а н и я

з а л е ж и

(3

года,

5,

7

и

10 л е т ) .

Число

нагнетательных

скважин

составляет

30%

от

числа

эксплуатационных .

Предполагалось, что в пе­

риод

разбуривания

з а л е ж и

к а ж д ы й

год

равномерно

вступает

одинаковое

число

скважин .

Н а

рис.

2

представлены

два

крайних

варианта

раз ­

Рнс. 2. Изменение дебитоп нефти и жидкости в

работки по темпу отбора

(15

зависимости

от сроков ввода месторождения в раз­

и

2,5%)

и

по

различным

работку.

Темп отбора

(в

% ) : о — 2.5:

6—15%.

Ввод:

/ —

значениям

периода

разбу­

мгновенный;

2 — 3

года;

3 — 7 лет;

4 — 10

лет;

ривания.

5 — 20

лет.

М а к с и м у м ы полученных

кривых у б ы в а ю т по мере увеличения периода

разбуривания .

Более

р е з к а я степень снижения максимумов отборов

н а б л ю д а е т с я

по

мере

увеличения

темпов

отбора

(см. рис. 2,6).

Так,

при

темпе

отбора

15%

максимум

добычи

нефти

при

десятилетнем

вводе

снижается относительно мгновенно на 30%, в

то

время

как

при

2,5%

отбора

то

ж е

снижение

составляет

только

10%.

Н а

рис.

3 л р е д с т а в л е н о

изменение

среднегодовых

уровней

до­

бычи

нефти

(отношение

текущих среднегодовых уровней

к

макси -

ввода до десятилетнего ввода. Если

при 2,5%-ном

темпе

отбора

это снижение характеризует ­

ся 33%, то при 15%-ном —

-

12%.

w

Более

резко изменяются

значения

среднегодовых

г

N.

уровней

за

первые пять

лет

8

,1

и в зависимости от темпа

ввода

порядок

снижения

/ Ч .

15лет

практически

одинаков —

27—29%'.

Влияние

различных

сро­

(Ta

ков ввода скважин в экс­

.

15леп(

плуатацию

на

показатели

разработки QH , QH< особенно

велико

в

первые

годы

раз ­

m

, 5лет

7-

работки

месторождения, т. е.

первые

5—10

лет.

5

ю

При 15%-ном темпе от­

г.годы

бора к пяти

годам

при мгно­

Рис. 3. Зависимость

среднегодовых

уровней д о б ы ­

венном

вводе

отбирается

чи

нефти

от темпа отбора и времени ввода мес­

нефти 53%'

от

извлекаемых

торождения

в разработку.

Темп

отбора

в

год

(%

от

извлекаемых

запасов):

запасов,

при

десятилетнем

/

— 15; / /

—

10; / / / — 5 ;

IV — 2,5.

в в о д е - — 1 5 % ,

к

десяти

го­

д а м — эти

цифры

соответственно

равны

75

и 49%,

к

15

годам —

89 и 78%,

д а л е е

р а з р ы в м е ж д у

этими

величинами

уменьшается .

затели

во времени для различных темпов отбора практически оди­

накова.

Н а

поздней стадии разработки месторождения темп разбури ­

вания

практически не влияет на технологические показатели.

мость приведенных

з а т р а т на

1 т нефти от плотности

сетки сква­

ж и н и сроков

ввода

месторождения в

разработку

за

периоды 15

и 30 лет (рис.

4) .

Полученные зависимости

позволяют

определить

рациональный

ствия, темпу отбора, а т а к ж е

оценить

целесообразный темп

ввода

в разработку

анализируемого

месторождения.

Ухудшение

показателя приведенных

з а т р а т с увеличением

сро­

ка ввода месторождения в разработку

объясняется уменьшением

темпов отбора

запасов .

висимостям приведенных з а т р а т от плотности сетки скважин

при

различных темпах ввода м о ж н о определить рациональный

вариант

•разработки месторождения с учетом требования получения

макси­

мально возможной нефтеотдачи.

При увеличении срока ввода месторождения в разработку ми­

нимум приведенных з а т р а т смещается по оси абсцисс влево,

т. е.

в сторону более плотных сеток скважин .

Рис. 4. Зависимость уровня приведенных затрат (С+гК,

р у б / т ) от

плот­

ности сетки

скважин ( F , г а / с к в )

и темпа ввода месторождения

в раз­

работку с учетом фактора времени.

Показатели

разработки

за

число

лет:

а —30:

6—15.

/ — мгновенный

ввод. Ввод

в

течение

лет:

2 — 3;

3 — 7: 4 —

10.

нем добычи нефти. Когда к концу этого

периода извлекается мень­

ш а я часть запасов, экономическую

оценку и

выбор оптимального

варианта целесообразно проводить

за

более

длительные периоды

разработки .

трехлетнем

сроке ввода — 62, при семилетнем — 50 и

при

десяти­

летнем — 40

га/скв.

При пятнадцатилетнем периоде оценки вариантов по показатег

л ю

приведенных затрат в зависимости от сроков ввода

рациональ ­

ные

варианты

следующие (в г а / с к в ) : мгновенный — 45; 3

года —

42;

7 лет —36;

10 лет —34.

Из изложенного можно сделать следующие выводы.

1. Темпы ввода нефтяного месторождения в эксплуатацию

суще­

сов. При этом минимальные значения

приведенных

затрат

при

различных сроках ввода смещаются в

сторону более

плотных

се­

ток с к в а ж и н (см. рис. 4).

3. При заданном плановом изменении добычи нефти на место­

рождении рациональная система его

разработки

обосновывается

в соответствии с классическим критерием

рациональности.

При отсутствии планового з а д а н и я

по

добыче

нефти на проек­