Обоснование выделения эксплуатационных объектов и выбор вариантов заканчивания скважин

Для определения эффективности объединения объектов разработки и определения оптимального варианта заканчивания добывающих и нагнетательных скважин проведены расчеты на элементе семиточечной системы размещения скважин.

Модель аналогична использовавшейся при расчетах на секторной модели нефтяного объекта при выборе рабочего агента, но включает отложения от глубины 3496 м до глубины 5300 м. В интервале глубин 3496 м — 4450 м представлена газоконденсатная часть перми, в интервале глубин 4450 м — 4950 м представлена газоконденсатная часть карбона, нефтяная оторочка простирается от глубины 4950 м до глубины ВНК 5150 м, и в интервале 5150 м — 5300 м был смоделирован водонасыщенный пласт.

Были проведены сравнительные расчеты для 9 вариантов заканчивания добывающих и нагнетательных скважин.

Рассмотрены три схемы заканчивания добывающих скважин:

• — скважины вскрывают совместно II и III объекты,
• — скважины вскрывают только III объект,
• — скважины перфорированы в III объекте горизонтальным стволом 600 м в середине нефтяной оторочки.

Для каждой схемы заканчивания добывающих скважин были рассмотрены три схемы заканчивания нагнетательных скважин:

• — скважина вскрывает верхнюю часть II объекта,
• — интервал вскрытия нагнетательной скважины совпадает с интервалом вскрытия добывающей скважины,
• — скважина перфорирована по всей толщине II объекта.

Модель содержит 1 нагнетательную и 6 добывающих скважин, причем каждая добывающая скважина в элементе получает только 1/3 от полного дебита скважины. Поэтому фактически соотношение добывающих скважин к нагнетательным составляет 2:1.

Были заложены следующие ограничения, обусловленные существующей системой сбора продукции — первые 4 года устьевое давление добывающих скважин не должно снижаться ниже 15.0 МПа, на следующие 4 года это ограничение снижается до 8.0 МПа, и с 9-го года разработки устанавливается ограничение по устьевому давлению 6.0 МПа. Предусматривается, что обратная закачка составляет 40% от добычи газа по элементу. На забойное давление нагнетательной скважины накладывается ограничение 70.0 МПа.

Результаты можно четко разделить на три группы в зависимости от схемы заканчивания добывающей скважины, причем независимо от схемы вскрытия нагнетательной скважины. Горизонтальные скважины дают самые высокие начальные дебиты нефти и наивысшую нефтеотдачу за рассматриваемый период. Затем следуют варианты с заканчиванием добывающих скважин вертикальным стволом в нефтяном объекте. Схема совместного вскрытия газоконденсатного и нефтяного объектов дает самые низкие начальные дебиты нефти и коэффициенты извлечения за рассматриваемый период.

Таким образом, на основе расчетов сделаны следующие выводы:

• 1) Коэффициенты извлечения нефти и газа в значительной степени зависят от схемы заканчивания добывающей скважины, но мало зависят от схемы заканчивания нагнетательной скважины.
• 2) Горизонтальная скважина представляется более эффективной, чем вертикальная, так как в этом случае выше коэффициент нефтеотдачи.
• 3) При сравнении эффективности вертикальных скважин, вариант вскрытия только нефтяного объекта объектов имеет преимущество, так как в этом случае выше коэффициент нефтеотдачи.