Обоснование расчетных вариантов разработки и их исходные характеристики

В данном разделе необходимо указать применяемую систему разработки, ее трансформацию в процессе выработки запасов, проанализировать причины, вызвавшие эти трансформации. Необходимо привести данные, свидетельствующие об эффективности и оправданности этих изменений. Необходимо связать существующую систему разработки с состоянием выработки запасов, отклонениями показателей разработки от проектных уровней. Указать осложнения, возникающие при разработке залежи при существующей системе, раскрыть их причины, выявить методы, устраняющие эти осложнения или снижающие их отрицательные последствия, сделать соответствующие выводы и дать рекомендации, направленные на повышение эффективности выработки запасов.

На основе анализов, проведенных в этом, а также в предыдущих разделах, необходимо обосновать выбор расчетных вариантов разработки, которые могут различаться видами воздействия на залежь, рабочими агентами, системами размещения добывающих и нагнетательных скважин и их трансформацией в процессе разработки, плотностью сеток скважин, режимами работы скважин, числом самостоятельных объектов разработки, темпами ввода месторождения в разработку, способами эксплуатации скважин, режимами работы залежей, характером и очередностью выработки запасов из нефтенасыщенной и газонасыщенной частей пласта, стационарным или переменным положением ГНК, применяемыми методами увеличения нефтеотдачи и интенсификации нефтедобычи с применением скважин с горизонтальными стволами, массированных гидравлических разрывов пластов, методов раздельной закачки и эксплуатации пластов, мероприятиями, направленными на охрану недр и окружающей среды и другими характеристиками.

Выбор расчетных вариантов необходимо производить с учетом особенностей геологического строения и коллекторских свойств пластов, физико-химических характеристик пластовых жидкостей, режимов работы пластов и скважин, сложившейся системы разработки, результатов авторского надзора и анализа разработки месторождения, степени выработанности и структуры остаточных запасов, ресурсов необходимой для заводнения воды.

При выборе расчетных вариантов принимается во внимание необходимость создания условий для максимально возможного охвата воздействием и эффективного дренирования пластов, опыт разработки залежей со сходными характеристиками, наличие cepийного оборудования и агентов для реализации проектируемых систем разработки, экономико-географические особенности района, природоохранные требования и т. д. Весьма важное, а подчас и определяющее значение, имеет также продолжительность вывода залежи на стабильную добычу, уровень и продолжительность стабильной добычи, наличие потребителей, удаленность от магистральных нефтепроводов.

Для месторождений с широкими водонефтяными, подгазовыми и газовыми зонами при необходимости рассматриваются варианты с выделением этих зон в самостоятельные площади разработки. При этом по каждой из этих зон могут быть свои варианты разработки, которые должны быть увязаны друг с другом.

Для многопластовых месторождений рассматриваются варианты совмещенной и самостоятельной разработки пластов с выделением базисных эксплуатационных объектов и площадей, объектов возврата.

Для газонефтяных месторождений при наличии соответствующих условий рассматриваются варианты разработки с применением барьерного заполнения, обосновываются местоположение барьерного ряда и количество скважин в нем, порядок и очередность их освоения, сроки создания барьера, продолжительность отработки нагнетательных скважин на нефть, величины отбора свободного газа из добывающих газовых скважин, конструкции газовых скважин, конструкции нефтяных скважин (для случая, если после выработки нефтяной оторочки скважины переводятся на добычу газа), условия вскрытия нефтяной части пласта (расстояние между интервалом перфорации и ГНК, наличие между ними непроницаемых глинистых экранов), принципы изменения интервалов перфорации (дострелы, заливки и т. д.), создаваемые депрессии и репрессии, принципы разработки газовой шапки (после выработки запасов нефтяного слоя), количество газовых скважин, режимы их эксплуатации и т. д.

Для месторождений, у которых пластовое давление близко к давлению насыщения, расчетные варианты могут отличаться степенью снижения забойного давления в добывающих скважинах и пластового давления относительно давления насыщения. В зависимости от степени снижения может иметь место выигрыш в текущей добыче нефти, но потери в КИН, и наоборот. В данном случае необходимо привести данные исследований этого процесса и обосновать технологические решения, принимаемые в каждом из вариантов.

Для парафинистых нефтей и нефтей с начальным градиентом сдвига рассматриваемые варианты могут отличаться температурой закачиваемой воды и технологией ее закачки (ступенчатое термальное заводнение). Эти моменты также нуждаются в обосновании.

В расчетных вариантах при наличии достаточного объема геолого-физической информации о пласте, в частности данных о распределении насыщенностей, для конкретных условий должны быть рассмотрены мероприятия по вовлечению в разработку недренируемых запасов нефти путем бурения дополнительных скважин и разделения (разукрупнения) эксплуатационных объектов, объединению пластов, усилению систем поддержания пластового давления и переход на более активную систему разработки (перенос фронта нагнетания воды, внедрение очагового, избирательного заводнения, переход на площадные системы разработки и т. д.) Следует также рассмотреть мероприятия по регулированию, связанные с изменением режимов работы нагнетательных и добывающих скважин, — форсирование или ограничение отборов и закачки жидкости, изменение давлений нагнетания и отбора (нестационарное заводнение); перенос интервалов перфорации. Надежное прогнозирование возможного эффекта от проведения предлагаемых конкретных мероприятий по регулированию разработки может проводиться только с применением адекватных моделей фильтрации, идентифицированных с параметрами пласта по данным истории разработки. скважина пласт продуктивность разработка При обосновании расчетных вариантов следует учитывать необходимость решения вопроса о наиболее полном и рациональном извлечении попутных ценных компонентов, содержащихся в газе и пластовой воде, в случае, если их запасы имеют промышленное значение.

В расчетных вариантах рассматриваемые технологические решения должны быть увязаны с решением экологических проблем (применение кустового безамбарного бурения, строительство дамб и специальных защитных сооружений, выделение участков, неустойчивых к техногенным нагрузкам, охранных зон) и принципами обустройства наземного хозяйства.

В технологических схемах, проектах и уточненных проектах разработки число расчетных вариантов должно быть не менее трех с различными системами размещения скважин.

Если месторождение (залежь) находится в промышленной разработке, один из расчетных вариантов (базовый) должен совпадать с фактически реализуемым вариантом технологической схемы или проектом разработки месторождения с учетом изменившихся представлений о геолого-физических свойствах продуктивных пластов и запасов углеводородов.

Обоснование извлекаемых запасов и технологических показателей разработки мелких месторождений (с балансовыми запасами до 3 млн. т) проводится для одного варианта «редкого» размещения скважин, выбираемого с учетом возможного последующего уплотнения сетки и конкретных геолого-промысловых особенностей разработки месторождения. Полученная величина коэффициента извлечения нефти подлежит обязательному последующему уточнению в проектных документах на разработку.

Поскольку технологические показатели рассчитываются раздельно по запасам категорий А+В+С₁ и С₂, то и варианты разработки для этих категорий рассматриваются отдельно. Для категории С₂ можно ограничиться рассмотрением только одного рекомендуемого варианта разработки.

В целях равномерной нагрузки на нефтепромысловое и поверхностное оборудование рассматриваемые расчетные варианты должны предусматривать продолжительный период стабильной эксплуатации.

Во всех рассматриваемых вариантах разработки (в технологических схемах и проектах разработки) выделяется резервный фонд скважин. Резервные скважины предусматриваются в целях вовлечения в разработку отдельных линз, зон выклинивания и застойных зон, которые не вовлекаются в разработку скважинами основного фонда. Количество резервных скважин обосновывается в проектных документах с учетом физико-химических свойств нефтей, характера и степени неоднородности продуктивных пластов (их прерывистости), плотности сетки скважин основного фонда и т. д.

В технологических схемах, проектах и уточненных проектах разработки (в проектных документах) обосновывается количество скважин-дублеров. Эти скважины предусматриваются для замены фактически ликвидированных из-за старения (физического износа) или по техническим причинам (в результате аварий при эксплуатации) добывающих и нагнетательных скважин. Количество, размещение и порядок ввода скважин-дублеров обосновываются технико-экономическими расчетами с учетом возможной добычи нефти из скважин-дублеров, на многопластовых месторождениях — с учетом возможного использования вместо них скважин возвратного фонда с нижележащих объектов. Поскольку расчетные варианты могут характеризоваться различным сроком разработки месторождения, соответственно и количество скважин-дублеров будет в каждом варианте различным.

Основные исходные характеристики расчетных вариантов разработки представляются в табл. П. 3.9. В ней же в составе основных данных показан коэффициент охвата пластов процессом вытеснения. Под коэффициентом охвата процессом вытеснения понимается отношение перового объема пласта, охваченного процессом фильтрации, ко всему перовому объему пласта. Этот коэффициент рассчитывается для всех рассматриваемых вариантов, систем размещения и плотностей сеток скважин по характерным участкам (блокам, зонам) с учетом их геологического строения и неоднородности.

Приводятся зависимости коэффициентов охвата процессом вытеснения от плотности сетки для различных систем размещения добывающих и нагнетательных скважин (рис. 3.1).

Для обоснования принятых величин коэффициентов охвата процессом вытеснения приводятся необходимые графические построения и результаты расчетов, объем и форма которых определяются авторами проектных документов (табл. П. 3.10).

При обосновании коэффициента охвата пласта вытеснением необходимо учитывать факт неполного покрытия пласта перфорацией и наличия между фильтром скважин и газонефтяным и водонефтяным контактами непроницаемых глинистых экранов, исключающих из активной эксплуатации подчас значительные запасы нефти. При этом должна учитываться динамика перемещения интервалов перфорации.

Зависимость коэффициента охвата процессом вытеснения от плотности сетки скважин.