Выбор рациональной системы разработки

При проектировании системы разработки нефтяного месторождения надо найти вариант лучший из всех возможных, с учетом выпускаемых промышленностью машин, нефтепромыслового оборудования и материалов [31, c.48].

Решение столь сложной задачи с учетом всего множества действующих и существенно влияющих факторов необходимо обоснованно математически строго упрощать. Такой путь существует — это можно сделать, принимая во внимание взаимную независимость действия факторов, последовательно оптимизируя разные стороны системы разработки месторождения.

Сначала надо выбрать геометрию сетки скважин, затем схему размещения нагнетательных скважин относительно добывающих, затем выделить эксплуатационные объекты, по каждому из эксплуатационных объектов определить рациональную плотность сетки скважин, по базовым сеткам объектов определить базовую сетку месторождения и в этой базовой сетки объектов, наконец, принять точку начала и направление разбуривания и построения системы разработки месторождения.

Принимая зональную неоднородность, прерывистость нефтяных пластов и недостаточную точность определения формы контуров нефтеносности, систему разработки месторождения надо строить изнутри, от центра к периферии, добавляя независимо работающие ячейки скважин, сочетая промышленную разработку с доразведкой.

Сетка скважин может быть равномерной или неравномерной. Неравномерная сетка — с увеличенным расстоянием между рядами скважин и уменьшенным расстоянием между скважинами в ряду, со сгущением сетки к центру участка, блока или залежи. Равномерная сетка — треугольная или квадратная. Существует доказательство преимущества равномерной сетки по сравнению с неравномерной: равномерная более полно вскрывает прерывистые нефтяные пласты, прерывистость которых на этапе проектирования, до бурения проектных скважин, остается неизвестной. В условиях хаотической зональной неоднородности и неизвестности локальных особенностей геологического строения лучше равномерная сетка. А в процессе разбуривания, при уточнении геологического строения пластов, когда на одних участках желательна более редкая сетка, а на других участках более густая сетка скважин, лучше всего равномерная квадратная сетка, которую проще всего разрежать и сгущать, которая в динамике оказывается наиболее равномерной сеткой.

Размещение нагнетательных скважин среди добывающих может быть: рядами или рассредоточено в окружении добывающих; если рядами, то в полосе между двумя нагнетательными рядами может быть от одного до пяти — семи добывающих рядов; если равномерно рассредоточено, то по пятиточечной, обращенной семиточечной, обращенной девятиточечной или какой-либо другой схеме площадного заводнения; если рассредоточено избирательно, то избирательные нагнетательные выделяют после бурения скважин и выявления локальных особенностей геологического строения нефтяных пластов. Проще всего к избирательному заводнению переходить от обращенной девятиточечной схемы площадного заводнения. Переход будет состоять в переключении скважин на общем сборном пункте с нефтесборной линии на линию нагнетательную.

Определение схемы размещения нагнетательных скважин среди добывающих и соотношения добывающих и нагнетательных скважин надо делать по условию максимума удельного дебита на проектную скважину или минимума фильтрационного сопротивления для отбора нефти [31, c. 48−49].

Чем больше разность забойных давлений нагнетательных и добывающих скважин, тем выше дебит на проектную скважину. Поэтому забойное давление нагнетательных скважин должно быть насколько возможно высоким, но ниже давления гидроразрыва пласта. Забойное давление добывающих определяется по условию максимума общего дебита на проектную скважину (вместе добывающие и нагнетательные) с учетом снижения коэффициента продуктивности по нефти при снижении забойного давления ниже давления насыщения. В случае высокого давления нагнетания и рационального соотношения добывающих и нагнетательных скважин забойное давление добывающих скважин целесообразно держать на уровне давления насыщения.

Выделение эксплуатационных объектов с самостоятельными сетками добывающих и нагнетательных скважин осуществляется по условию максимума величины среднего дебита нефти на скважину за время достижения заданной нефтиотдачи пластов.

При увеличении числа пластов в эксплуатационном объекте увеличивается начальный максимальный (амплитудный) дебит на скважину, но одновременно увеличивается неравномерность вытеснения нефти (расчетная послойная неоднородность) и уменьшается средняя доля нефти в суммарном отборе жидкости. Рациональное выделение эксплуатационных объектов должно увеличивать средний дебит нефти в скважину. Таким образом, объединение пластов в объекты должно быть технологически и экономически эффективным и технологически осуществимым. Необходимо отметить, что при выделении чрезмерно большого числа объектов с небольшими средними эффективными толщинами увеличивается доля нефтяной площади, где по каждому из объектов эффективная толщина меньше минимально допустимой (например, меньше 2 м) и нельзя бурить скважины, соответственно уменьшается охват запасов нефти разбуриванием и уменьшается нефтеотдача пластов.

Главной частью выбора рациональной системы разработки месторождения является определение рациональной плотности сетки скважин по каждому выделенному эксплуатационному объекту. Это делается с учетом экономических, технологических (геологических и гидродинамических) и технических параметров.

Экономические параметры включают в себя цену за 1 т нефти, в интегральном виде все налоги на реализацию, затраты на транспортировку нефти до рынка, после чего остается цена 1 т нефти для нефтедобывающего предприятия, которая учитывается при оптимизации, кроме того, удельные капитальные затраты на 1 скважину и резервируемые затраты на ликвидацию 1 скважины после выполнения ею своей технологической функции, нормативы текущих экономических затрат и норматив платы за банковский кредит, который используется при дисконтировании экономических эффектов и затрат в последующие годы.

Технологические и технические параметры включают в себя амплитудный дебит нефти на скважину, общее число скважин, введенные в разработку геологические запасы нефти, коэффициент вытеснения нефти агентом, ряд коэффициентов, отражающих влияние зональной и послойной неоднородности по проницаемости и прерывистости пластов на их нефтеотдачу и зависимость суммарного отбора нефти от суммарного отбора жидкости, и долговечность скважины.

Рациональным считается такое общее число скважин, при котором достигается максимум приведенного чистого экономического эффекта от разработки рассматриваемого эксплуатационного объекта.

Судя по этому критерию рациональности все разведанные геологические запасы нефти, принятые на баланс, можно разделить на три типа: промышленные, трудноизвлекаемые и непромышленные. Промышленные запасы — это те запасы, которые при существующей цене нефти и действующих налогах разрабатывать экономически рентабельно. Трудноизвлекаемые — те, которые экономически рентабельно разрабатывать при условии частичного или полного освобождения от налогов. Непромышленные — те, которые даже при полном освобождении от налогов разрабатывать экономически нерентабельно [31, c.32].

Поскольку на величину экономического эффекта, конечную нефтеотдачу пластов и общее количество проектных скважин серьезно влияет ограниченная долговечность скважин, то ради увеличения долговечности, экономического эффекта и нефтеотдачи пластов надо проектировать применение эксплуатационных обсадных колонн диаметром 6'' и более. При таких увеличенных колоннах в скважинах можно эффективно проводить капитальные ремонты, и эти скважины будут полноценно работать.