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

Определим основное расстояние между рядами:

От соответствующей точки нижней горизонтальной шкалы номограммы (см. рис. IV.2) проводим вертикаль до пересечения с наклонной кривой 2 (ряды работают по два); от этой точки пересечения проводим вправо горизонталь до

Для полного технико-экономического анализа возможных схем размещения скважин и выбора варианта с наиболее целесообразным числом скважин тем же способом следует построить сетку скважин для большего и для меньшего числа

133

Рис. IV.3. Расчетная диаграмма расположения круговых рядов скважин, гн —радиус контура питания; гс —приведенный радиус скважины; г^ —радиус i-ro ряда скважин; Я-t —параметр плотности сетки

рядов (достаточно один-два). При двустороннем напоре залежь надо разделить осевой линией, установить схему размещения скважин для половины залежи (при сложении двух внутренних рядов получим один центральный ряд с двойным числом скважин).

Для круговых залежей или для участков, которые с той или иной степенью приближения можно представить в виде кольца либо секторов круга или кольца, решение получено в виде системы трансцендентных уравнений. Пользоваться этой системой для прямого решения практических задач невозможно. Поэтому построена расчетная диаграмма расположения рядов скважин (рис. IV.3).

Задаемся числом рядов скважин. Если известен радиус внутреннего ряда, то, поделив его на радиус начального контура нефтеносности, определим соот­ ветствующее значение /7гн на оси ординат. Затем проведем горизонтальную пря­

134

мую до пересечения с кривой, номер которой соответствует числу рядов скважин, а отношение гн/гс наиболее близко к таковому для нашей залежи. От полученной точки проведем вертикаль, при пересечении которой с вышележащими соответ­ ствующими кривыми на оси ординат определим радиусы всех остальных рядов (в долях от радиуса контура нефтеносности). Если радиус внутреннего ряда неиз­ вестен, но известно, что залежь представляется полным кругом с центральной скважиной, тогда радиус внутреннего ряда определяется в точке пересечения ор­ динаты одной из пяти нижних вспомогательных кривых с соответствующей основ­ ной кривой. Дальнейшие операции полностью совпадают со случаем, описанным ныше. Из той же диаграммы на горизонтальной оси находится параметр плот-

ности сетки скважин Ях. Затем вычисляются lg — (гс — приведенный радиус Гс

г?_, скважин) и значения — г----- 1 для всех рядов.

'1

Рассмотрим номограмму, представленную на рис. IV.2. Соединив прямой точки на первой и второй (считая слева направо) вертикальных шкалах, соответ­ ствующие вычисленным значениям, и продолжив ее до пересечения с третьей шкалой, найдем значения о для каждого ряда. Эти значения рациональны при работе рядов по одному. Чтобы получить расстояния между скважинами, наилуч­ шие при одновременной работе двух или трех рядов, нужно от точки пересечения на крайней правой шкале провести горизонталь до наклонной кривой /, а затем по вертикали вверх до кривых 2 или 3 вновь вернуться на шкалу сг. Этим путем определяют расстояния между скважинами во всех рядах.

Пример пользования рис. IV.3 показан пунктирными линиями. Для пяти эксплуатационных рядов радиус контура нефтеносности гн = 5000 Mt радиус

В действительности не бывает залежей с однородным пластом и с идеально круговой или полосовой формой. Поэтому скважины, уплотняющие сетку в цен­ тральных рядах, в большинстве случаев следует закладывать в резерв, а их число нужно согласовывать с числом резервных скважин, получающихся для непрерывного пласта с точки зрения достижения рентабельного предела нефте­ добычи (как описано в § 3 настоящей главы).

§ 3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ НЕОБХОДИМОГО ЧИСЛА РЕЗЕРВНЫХ СКВАЖИН

Основная цель бурения резервных скважин первой и второй категории — увеличение конечной нефтеотдачи пласта. Одним из возможных критериев целе­ сообразности бурения резервных скважин может служить себестоимость допол­ нительной добычи нефти, которая не должна превышать определенный предел — предел рентабельной себестоимости, зависящей от качества добываемой нефти, местоположения данной залежи и др.

Н е п р е р ы в н ы й п л а с т . В таком пласте целесообразно бурение ре­ зервных скважин вдоль линии стягивания контуров нефтеносности. На основании анализа работ, проведенных рядом исследователей, количество нефти g, остаю­ щейся в целиках между скважинами стягивающего ряда, можно выразить сле­ дующим образом:

g = 0,41/ima|}/ , (IV. 1)

135

где 3к — средние капитальные затраты на бурение, оборудование и обустройство одной резервной скважины; 39 — средние текущие эксплуатационные затраты на обслуживание одной эксплуатационной резервной скважины за весь срок ее работы.

Очевидно, бурение V*й скважины в стягивающем ряду будет оправдано,

если

С < Ср,

Где СР — предельно рентабельная себестоимость нефти рассматриваемой залежи. Тогда оптимальное число скважин в стягивающем ряду

•Q,41/imaP/2flBCp ^ Зк + Зэ

Зная число скважин основного фонда N0t располагающихся на линии стяги­ вающего ряда, определим число необходимых резервных скважин:

Необходимо учитывать, что при выводе приведенных формул не учитывалось влияние неоднородности пород по проницаемости и пористости на образование целиков нефти между скважинами и на длину линии стягивания. Учет неодно­ родности привел бы к увеличению размеров целиков нефти между скважинами стя­ гивающего ряда. Однако, с другой стороны, при выводе приведенных формул предполагалось, что скважины отключаются после небольшого обводнения. Учет работы значительно обводненных скважин привел бы к уменьшению цели­ ков нефти. Таким образом, обе эти неточности в какой-то мере компенсируются.

Увеличение длины линии стягивания контуров нефтеносности в процессе проектирования точно установить невозможно. Ее можно определить лишь после расчета дебитов всех скважин основного фонда и толщин пласта на отдельных уча­ стках, т. е. после разбуривания основной сетки скважин и определенного периода их эксплуатации. В этом случае учитываются как реальная неоднородность

136

продуктивного пласта, так и особенности намеченной системы разработки. При проектировании длину линии стягивания контуров нефтеносности можно опреде­ лить лишь исходя из формы залежи, считая пласт однородным. Затем ее увели­ чивают на 20—40 % с учетом вероятной реальной неоднородности пласта.

П р е р ы в и с т ы й п л а ст . В таком пласте целесообразно бурение ре­ зервных скважин второй и третьей категории. В настоящее время на стадии про­ ектирования еще нельзя определить необходимое число скважин третьей ка­ тегории до разбуривания и исследования скважин основного фонда. Число ре­ зервных скважин второй категории ориентировочно на основании изучения пре­ рывистости пласта определить можно по аналогии с подобными разбуренными месторождениями.

Многие резервные скважины второй категории могут одновременно выпол­ нять и функции резервных скважин третьей категории. Остановимся поэтому на методике определения необходимого числа резервных скважин второй катего­ рии.

В качестве основного критерия, как и в случае непрерывного пласта, при­ мем себестоимость нефти, дополнительно добываемой за счет резервных скважин. Причем себестоимость этой нефти не должна превышать предельно рентабельную себестоимость. Тогда для первой резервной скважины, бурящейся на линзу,

где Vu — промышленные запасы нефти в линзе в предположении стопроцентного охвата ее процессом разработки; /Суд — коэффициент удачи при бурении резерв­ ных скважин на линзу, показывающий среднее отношение числа скважин, вскры­ вших линзу, на которую они бурились, к общему числу пробуренных скважин; /С0Хв — коэффициент охвата линзы процессом разработки (остальные обозначе­ ния прежние),

Vn = Vm$akB. (IV.7)

Здесь V — объем коллектора в рассматриваемой линзе.

Определим число необходимых резервных скважин для линз различного вида.

Л и н зы I в и д а. Линза этого вида вскрыта одной скважиной основного фонда, которая эксплуатируется за счет других прослоев или пластов. Определим условия целесообразности бурения на эту линзу второй скважины из числа ре­ зервных. Как правило, эта скважина работает как нагнетательная. Однако не исключено, что будет целесообразным пустить новую скважину как добывающую, а первую скважину из основного фонда перевести под нагнетание воды в рассма­ триваемую линзу. Так или иначе ставится вопрос будет ли оправдано бурение одной дополнительной резервной скважины? При этом необходимо учитывать, что размеры и протяженность линзы известны грубо ориентировочно. Это учиты­ вается коэффициентом удачи. Как показали проведенные во ВНИИ исследования для первой резервной скважины, бурящейся на линзу I вида, в среднем из двух скважин только одна будет удачной, т. е. для этого случая /Суд = 0,5.

Отметим, что неудачные скважины могут использоваться по другому на­ значению: в качестве пьезометрических, контрольных, наблюдательных или дополнительных добывающих скважин на основной пласт. В последнем случае можно получить некоторый прирост текущей добычи нефти, а иногда и нефтеот­ дачи.

Помимо вероятности непопадания скважин в линзу, необходимо также учи­ тывать и неполноту охвата линзы процессом разработки.

Поскольку обе скважины в среднем расположены в линзе не наилучшим об­ разом, а эксплуатация прекращается при неполном обводнении, существует какой-то средний коэффициент охвата линзы процессом вытеснения нефти водой. По данным исследований ВНИИ, для первой резервной скважины, бурящейся

137

В этом случае нетрудно получить формулу, позволяющую определить ми­ нимальные промышленные запасы нефти в линзе, на которую целесообразно провести одну резервную скважину:

При редкой сетке основного фонда эксплуатационных скважин и большой толщине продуктивного пласта на некоторые линзы I вида может оказаться выгодным пробурить еще две резервные скважины. Как показали проведенные ис­ следования, в этом случае КуД= 0,75, а Л''хв = 0,187. Тогда минимальные про­

мышленные запасы линзы, на которую помимо первой резервной скважины целе­ сообразно пробурить еще две скважины,

что в основной сетке скважин имеются две нагнетательные скважины или больше, расположенных в одном ряду, а все резервные скважины будут добывающими.

Как показали проведенные исследования, в этом случае приближенно можно

где р — число резервных скважин, вскрывших рассматриваемую линзу. Очевидно, чтобы на линзу было выгодно бурить р резервных скважин, дол­

жно выполняться условие

Уп [КохвР — /Сохв (р — 1)]

Откуда, используя (IV.И), найдем минимальные промышленные запасы, которые должны содержаться в линзе для того, чтобы на ней было бы выгодно бурить р резервных скважин:

С помощью этой формулы можно подсчитать Vn, 2 для ряда целых значений р, начиная с единицы, после чего легко установить (в зависимости от запасов) число резервных скважин, необходимых (целесообразных) для каждой линзы. Просуммировав их, получим число резервных скважин, которые должны быть удачными. Поделив полученное число на коэффициент удачи (можно принять

/Суд = 0,75), получим число резервных скважин, которые необходимо будет пробурить. Для определения числа резервных скважин, необходимых для буре-

138