Файл: Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки.pdf

_ Поэтому возникает необходимость оценки возможности прогноза величин

Асов i в скважинах на таких месторождениях. Эта задача решается путем уста­ новления зависимостей типа (II.7), (11.10), (11.11) для пластов и месторождений, характеризующихся наиболее сходными геологическими условиями. Проведенные исследования на ряде месторождений, подготавливаемых к вводу в разработку, показали, что такая задача также имеет решение, хотя теснота используемых связей в некоторых случаях несколько снижается.

Получив конкретные зависимости типа (II.7), (II. 10), (II. 11) для разрабаты­ ваемых и вводимых в разработку месторождений, имеем возможность оценивать технико-экономические показатели разработки многопластового нефтяного ме­ сторождения при рассмотрении различных вариантов объединения нескольких пластов в один эксплуатационный объект. Для реализации этой возможности весьма удобно использовать методику расчета величин отборов нефти, предло­ женную Э. Д. Мухарским, В. Д. Лысенко [24]. Эта методика основана на инфор­ мации о изменении коэффициентов продуктивности скважин при раздельной

(2 Ki) и совместной (Асов i) эксплуатации пластов. Зная 2jAi и Асов i, можно определить возможное снижение добычи нефти при совместной эксплуатации пластов по сравнению с вариантами их раздельной разработки.

При проведении этих расчетов следует учитывать, что коэффициенты про­ дуктивности скважин с увеличениемдлительности разработки снижаются. Оценив, например, по методике Б. Д. Сазонова эффективность каждого из рассмотренных вариантов разработки многопластового нефтяного месторождения, можно пред­ ложить ограниченное число вариантов, близкое к оптимальному. Окончательное решение принимается по результатам оценки выбранных вариантов при состав­ лении технологической схемы разработки.

Описанный подход должен способствовать уменьшению доли субъективизма при выборе вариантов, подлежащих детальной проработке при составлении тех­ нологических схем разработки и, естественно, при различных вариантах группи­ рования залежей продуктивных пластов в эксплуатационные объекты.

Определение коэффициента продуктивности в отдельной скважине по косвенным данным

Как было отмечено, для определения Асов необходимо знать Асов i для каж­ дой разведочной или эксплуатационной скважины, эксплуатирующей совместно несколько продуктивных пластов. В свою очередь, для тех же скважин должны

быть известны значения коэффициентов продуктивности 2A i при условии само­ стоятельной эксплуатации каждого из совместно разрабатываемых пластов. Однако применяемая в настоящее время технология промысловых исследований скважин, эксплуатирующих несколько пластов, обычно позволяет определить лишь АСов 2* Коэффициенты продуктивности Ki каждого из пластов при условии их самостоятельной эксплуатации обычно не определяются. Следовательно, не­ обходимо найти способ определения Ki для скважин, по которым известны Асов г-

Исследования, проведенные по ряду разрабатываемых нефтяных место­ рождений Западной Сибири (Усть-Балыкское, Западно-Сургутское, Правдинское, Самотлорское, Советское), показали, что Ki можно определить с помощью мно­ гомерного регрессионного анализа, реализованного в виде соответствующих программ. При оценке коэффициента продуктивности по косвенным данным не­ обходимо подобрать такие признаки, от которых этот параметр будет зависеть наиболее сильно. Как известно, коэффициент продуктивности — параметр, кото­ рый в значительной мере зависит от гидропроводности. Следовательно, необхо­ димо подобрать такие геологопромысловые и геофизические признаки, которые бы зависели от величин, характеризующих именно этот сложный фильтрационный параметр.

Естественно искать зависимость Ki от параметров, характеризующих усло­ вия движения нефти по пласту. Среди них можно отметить эффективную тол­

101

щину h; проницаемость k\ вязкость нефти (х; параметры, характеризующие не­ однородность пласта, — коэффициент песчанистости Ки и коэффициент расчле­ ненности /Ср. Эти признаки можно отнести к первой группе.

Учитывая, что с помощью геофизических методов исследуются все пробурен­ ные скважины, представляет интерес изучение связи между геофизическими характеристиками и коэффициентами продуктивности /С*.

Исходя из сказанного, ко второй группе относятся следующие геофизиче­ ские признаки: 1) кажущиеся сопротивления, зарегистрированные зондами

длиной 0,45; 1,0; 1,25; 4,25 м (p0,46i Pi.osl Рг.гь; p4,2s)i 2) относительная амплитуда собственного потенциала скважины а Сп-

При изучении упомянутых зависимостей поиск необходимых уравнений ре­ грессии проводился в два этапа: на первом учитывались только геолого-физиче­ ские параметры; на втором — в пространство геолого-физических признаков вводились данные промысловой геофизики. Всего было проанализировано около 450 различных выборок, характеризующихся различными параметрами продук­ тивных пластов месторождений Сибири, находящихся в разработке.

В результате исследований на первом этапе было установлено, что коэффи­ циент продуктивности весьма тесно связан не только с такими геолого-физиче­ скими параметрами, как эффективная толщина, проницаемость, вязкость нефти в пластовых условиях, но также и с коэффициентами песчанистости и расчленен­ ности. Множественные коэффициенты корреляции R для разных пластов место­ рождений Сибири меняются от 0,7 до 0,975.

На втором этапе исследований вместо проницаемости в уравнения вводились те геофизические параметры, которые тесно связаны с фильтрационными свой­ ствами пород. Включение геофизических параметров в признаковое пространство

В результате анализа связей различных геофизических параметров с Ki выяснено, что информативны кажущиеся сопротивления, зарегистрированные зондами длиной, соответствующей индексу, и а Сп — относительной амплитуде

на диаграммах СП: Pi^sl p2,25l p4,26i a cnl Pi,o5l Ра,2ь> Рг,25а сп-

Установлено также, что связь между Ki и косвенными геолого-геофизиче­ скими признаками лучше всего описывается полиномом второй степени.

Получив по каждому продуктивному пласту ряд уравнений регрессии, необходимо из их числа выбрать такие, которые можно рекомендовать для прак­ тических расчетов коэффициента продуктивности. В качестве критерия выбора можно использовать погрешность предсказания функции. Оценкой неточности определения коэффициента продуктивности является среднеквадратическая по­ грешность. Параллельно проверяется значимость всех частных коэффициентов корреляции. В качестве примера в табл. II. 1 приведены формулы, характеризу­ ющие статистические связи коэффициентов продуктивности с геологопромысло­ выми и геофизическими признаками некоторых месторождений Сибири.

Получив статистические зависимости коэффициента продуктивности от геологопромысловых и геофизических признаков по разрабатываемым месторо­ ждениям, можно предполагать, что такие зависимости будут существовать и для продуктивных пластов сходных нефтяных месторождений, которые подготавли­ ваются к вводу в разработку. Однако, как правило, на таких месторождениях необходимая информация в требуемом количестве отсутствует. Поэтому целе­ сообразно изучить возможность получения требуемых зависимостей по отдель­ ным группам нефтяных залежей, характеризующихся определенным комплексом сходных геологопромысловых признаков. В такие группы объединяются как разрабатываемые, так и вводимые в разработку залежи многопластовых нефтяных месторождений.

Проверка существования такой зависимости проведена на примере залежей нефтяных месторождений Западной Сибири, которые входят в ту или иную группу. Полученные данные позволяют сделать вывод о высокой значимости наблюда­ ющихся связей коэффициента продуктивности К с геолого-геофизическими при­

знаками. При этом множественные коэффициенты корреляции колеблются от 0,78 до 0,96,

102

ТАБЛИЦА II.1

ХАРАКТЕРИСТИКА СТАТИСТИЧЕСКИХ СВЯЗЕЙ КОЭФФИЦИЕНТА ПРОДУКТИВНОСТИ С ГЕОЛОГОПРОМЫСЛОВЫМИ И ГЕОФИЗИЧЕСКИМИ ПРИЗНАКАМИ для ОДНОГО ИЛИ НЕСКОЛЬКИХ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ ПО ГРУППАМ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ СИБИРИ

-f- 2,05 In /(ц -|- 27,8

где R - - коэффшциент корреляции

Таким образом, изучение зависимости коэффициента продуктивности сква­ жины, эксплуатирующей один пласт, от его геологопромысловых и геофизиче­ ских характеристик показывает, что значения Ki в скважинах, эксплуатирующих несколько пластов совместно, могут быть определены по соответствующим пара­ метрам этих пластов. Причем зависимости, которые используют для этих целей, устанавливают по группам залежей, характеризующихся сходными геологиче­ скими условиями, что открывает возможности решения задачи для месторожде­ ний, подготавливаемых к вводу в разработку. Полученные результаты в целом свидетельствуют о принципиальной возможности определения Ki по косвенным данным.

Учет влияния степени различия между пластами на коэффициент продуктивности при совместной эксплуатации пластов

По выбранным уравнениям регрессии для каждого из совместно эксплуати­ руемых пластов месторождений вычисляются величины /С*, подсчитывается

суммарный коэффициент продуктивности /(сумДалее, зная величину Ксов для совместно эксплуатируемых пластов, можно найти аналитическое выражение функции (И.4), (11.7), (II.9), (НЛО), (11.11). Как было отмечено, эта задача также решается на основе корреляционно-регрессионного анализа. Из всех геолого­ промысловых и геофизических признаков, отмеченных в (11.4), для расчета урав­ нений регрессии оставляются следующие: Xflt Х/(п, Я/Ср, L, Ар. В случае от­ сутствия К подставляются соответствующие геофизические признаки, исполь­ зуемые при расчете уравнений регрессии.

103

ТАБЛИЦА „ II.2

ХАРАКТЕРИСТИКА СТАТИСТИЧЕСКИХ СВЯЗЕЙ КОЭФФИЦИЕНТА ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИН ксов, ЭКСПЛУАТИРУЮЩИХ НЕСКОЛЬКО

ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ СОВМЕСТНО, С ОТНОШЕНИЯМИ

ГЕОЛОГОПРОМЫСЛОВЫХ И ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ПРИЗНАКОВ ПО ГРУППАМ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

регрессии Ксов = / (^i) соответственно для двух и трех совместно эксплуатируе­ мых пластов. Для примера в табл. II.2 приведены результаты расчетов по некото­ рым сибирским месторождениям.

Используя уравнения регрессии для одного или нескольких пластов группы месторождений, можно получить уравнения регрессии для смежных пластов в целом по району. Полученные зависимости могут быть использованы для вы­

числения коэффициентов продуктивности /(сов для любых вариантов объединения продуктивных пластов для совместной эксплуатации на месторождениях, под­ готавливаемых к вводу в разработку.

§ 4. МЕТОДИКА ОЦЕНКИ ГОДОВЫХ ОТБОРОВ НЕФТИ ПРИ ОБЪЕДИНЕНИИ НЕСКОЛЬКИХ4 ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ В ОДИН ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЙ ОБЪЕКТ

Оценив влияние степени различия свойств между продуктивными пластами на результаты их совместной разработки (см. § 2 и 3 гл. II) при решении вопроса о возможности объединения нескольких нефтеносных пластов в один эксплуата­ ционный объект, необходимо сравнить получаемые отборы добываемой нефти при раздельной (последовательной) и совместной их эксплуатации. Получаемая раз-

104

ница в добыче нефти позволяет оценить ее уменьшение (Aq) при текущих суточ­ ном и годовом отборах. Максимальное уменьшение добычи нефти Дqmax будут наблюдаться при полном разбуривании залежи (или объекта эксплуатации) всеми проектными добывающими и нагнетательными скважинами, т. е. при макси­ мальном годовом отборе добываемой нефти.

Для подобной оценки уменьшений в добыче нефти Aq при сравнении соответ­ ствующих отборов в процессе раздельной и совместной эксплуатации пластов

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

всем скважинам прямым или косвенным способами; п0 — общее число пробурен­ ных и введенных в работу скважин; рн — pR — соответственно давление на забое нагнетательных и добывающих скважин; ср — функция относительной производи­ тельности скважин (дебит жидкости на одну скважину при единичных средних коэффициенте продуктивности и перепаде давления между забоями нагнетатель­ ных и добывающих скважин); £ — коэффициент эксплуатации.

В расчетную формулу (11.12) по разрабатываемым месторождениям при раз­ дельной и совместной разработке подставляются соответствующие коэффициенты

продуктивности К2> •••, Кп и Ксов.

Разница между суммарной добычей сравниваемых пластов и добычей нефти при совместной эксплуатации этих же пластов позволит определить Aq (умень­

где qlt q2, qn — соответственно максимальный годовой отбор добычи нефти из первого, второго и п-то пластов при условии их раздельной эксплуатации; qCoB— максимальный годовой отбор добычи нефти при совместной эксплуатации п пла­ стов, объединяемых в один эксплуатационный объект.

По нефтяным месторождениям, введенным в разработку лишь частично или которые предполагается в ближайшее время ввести в разработку, вначале опреде­ ляют коэффициенты продуктивности /С* в каждой скважине по продуктивным пластам косвенными методами (см. § 3 гл. II) при условии их самостоятельной разработки, а затем суммарный коэффициент продуктивности /СсумПосле чего на основе уравнений, приведенных в табл. 11.2, по отношениям геологопромысло­

вых признаков (7.) находят коэффициент продуктивности (Ксов) при совместной эксплуатации сравниваемых пластов. Далее рассчитывают максимальные годо­ вые отборы нефти при раздельной и совместной эксплуатации сравниваемых пластов и Aq.

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

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

эксплуатационному объекту.

В соответствии с работой [24] между текущим дебитом нефти и текущими извлекаемыми запасами устанавливается прямая пропорциональность, и отно­

105