Методы расчетов показателей на различных стадиях разработки при заводнении

I. На различных стадиях комплексного проектирования разра­ботки нефтяных месторождений в зависимости от полноты и каче­ства исходной геолого-промысловой информации о свойствах ласта и газожидкостных смесей и условиях эксплуатации сква­жин следует применять различные по степени сложности и точности методы расчетов технологических показателей разработки при заводнении.

Так, например, при составлении проекта опытной разработки, оценки добывных возможностей в процессе составления комплекс­ного плана развития нефтедобывающего района, т. е. в период, когда, как правило, исходных геолого-промысловых данных не­достаточно и качество их невысокое, для определения технологи­ческих показателей разработки целесообразно применять прибли­женные упрощенные методы гидродинамических расчетов.

При составлении же комплексных схем и в особенности про­ектов разработки, когда имеется большое количество высококаче­ственной информации о параметрах пластов и газожидкостных смесей, условиях эксплуатации скважин и оборудования, целе­сообразно применять более строгие и сложные методы расчетов технологических показателей разработки, в большей степени учи­тывающие реальные условия фильтрации неоднородных жидко­стей в неоднородной пористой среде в системе скважин.

II. При составлении комплексного плана развития нефтедобы­вающего района рекомендуется рассчитывать технологические показатели разработки по методам, предусматривающим:

· схематизацию реального неоднородного пласта однородным непрерывным со средними геолого-промысловыми параметрами (проницаемость, пористость, мощность).

· учет неоднородности по проницаемости, прерывистости (охвата процессом вытеснения), по приближенным статистическим зависи­мостям, используемым в приближенной оценке нефтеотдачи при подсчете запасов нефти;

· учет различия вязкостей нефти и воды и изменения фазовых проницаемостей в переходной зоне нефть — вода в зависимости от числа объемов прокачанной через пласт жидкости;

· расчет дебитов жидкости и нефти во времени до и после про­рыва по методу фильтрационных сопротивлений — схеме «Проницаемых» галерей с. дополнительными внутренними фильтрацион­ными сопротивлениями;

· приближенную оценку нефтеотдачи по статистическим зависи­мостям, используемым в документах при подсчете запасов нефти.

III. При составлении комплексной технологической схемы одно- и многопластового нефтяного месторождения методы гидро­динамического и технико-экономического обоснования системы разработки должны предусматривать:

· обоснование системы разработки многопластового месторожде­ния в целом, а не отдельного произвольно выбранного из разреза горизонта или пласта;

· обязательное комплексное обоснование рационального выделе­ния эксплуатационных объектов с точки зрения геолого-промысловой, технологической и экономической;

· обязательное оптимальное распределение добычи жидкости и нефти во времени по объектам эксплуатации многопластового месторождения методами неопределенных множителей Лагранжа, линейного и динамического программирования;

· целесообразность и необходимость применения заводнения, определение соотношения использования различных видов пласто­вой энергии.

Необходимость применения заводнения определяют по всем горизонтам многопластового месторождения путем гидродинами­ческих расчетов и технико-экономического анализа при естествен­ных режимах работы залежей нефти: упругом режиме; режиме растворенного газа; упругом режиме с последующим вытеснением газированной нефти водой за счет упругости законтурной области.

Расчеты технологических показателей по установлению соотно­шения использования этих видов пластовой энергии во времени и оценке необходимости заводнения выполняются при упругом режиме, растворенного газа и смешанном режимах. При упругом режиме расчеты выполняются по приближенной методике, преду­сматривающей схематизацию залежи нефти укрупненной скважи­ной с учетом коэффициентов z₁ и z₂ па несоответствие параметров пластов и газожидкостных смесей по известным технологическим показателям разработки в процессе пробной эксплуатации залежи нефти и по параметрам пласта в законтурной области.

При режиме растворенного газа расчеты технологических пока­зателей выполняют при заданных забойных давлениях или дебитах для условий однородного пласта с учетом реальных свойств нефти и газа. Кроме того, для соблюдения условий сопоставимости исходных и расчетных данных оценку технологических показате­лей проводят с учетом неоднородности пластов.

Вначале выполняются расчеты технологических показателей разработки при упругом режиме с последующим вытеснением газированной нефти водой за счет упругости законтурной области (смешанный режим). Затем следует определить технологические показатели разработки залежи нефти при заводнении с учетом неоднородности пластов, различия вязкостей нефти и воды и изменения фазовых проницаемостей в переходной зоне нефть — вода.

После выполнения экономических расчетов по оценке эффективности разработки залежи нефти при указанных естественных режимах и сопоставлении с результатами расчетов но базисному варианту разработки устанавливают целесообразность применения заводнения. Если разработка залежи нефти возможна без заводнения, выполняют более детальные расчеты технологических показателей при естественном режиме ее эксплуатации.

При составлении комплексной схемы разработки одно- и многопластового нефтяного месторождения методы и последовательность расчетов технологических показателей разработки должны предусматривать: учет неоднородности пластов по проницаемости и прерывистости; различия вязкостей нефти и воды и изменения фазовых проницаемостей в переходной зоне нефть — вода; геометрию фильтрационного потока (фильтрации газожидкостных смесей в системе скважин) в расчетах дебитов жидкости, нефти и нефтеотдачи до и после прорыва воды в скважины.

В зависимости от геолого-промысловой характеристики месторождения предусматривают задание различных видов начальных и граничных условий: заданные давления на контурах или забоях эксплуатационных и нагнетательных скважин, дебиты скважин, их изменение во времени.

Дебит жидкости, нефти и нефтеотдачу определяют для одного элемента из группы скважин (эксплуатационных и нагнетательных) общей схемы размещения скважин. Затем результаты суммируют. При этом обязательно учитывают темпы и последовательность ввода скважин (элементов из групп скважин) в эксплуатацию при соблюдении выполнения заданной добычи нефти во времени или заданных вариантов по темпам и порядку разбуривания месторождения. При этом учитывается упругость пластов и газожидкостных смесей при фильтрации газированной нефти в процессе ввода скважин в эксплуатацию до момента достижения установившегося режима фильтрации (условие применения методов гидродинамических расчетов при «жестком» водонапорном режиме). Дебиты жидкости, нефти и нефтеотдачу рассчитывают по каждому слою со средней проницаемостью k_i и мощностью h_i слоисто-неоднородного пласта с последующим суммированием результатов по числу слоев во времени. Прерывистость коллектора, неполнота охвата по мощности учитываются коэффициентами и .

Дебит жидкости, нефти и нефтеотдачу во времени (по годам) определяют за основной период и с меньшей степенью детальности за весь срок разработки по всем рассматриваемым при проектировании вариантам для каждого нефтяного горизонта и месторождения в целом.

При установлении экономически целесообразного процента воды в момент отключения рядов скважин рассматривают различные варианты по проценту воды в продукции скважин при их отключении.

Добыча жидкости и нефти во времени, рассчитанная по всем вариантам систем разработки многопластового месторождения в целом, в обязательном порядке оптимально распределяется по отдельным объектам его эксплуатации (горизонтам) одним из методов решения этой задачи (например, методом неопределенных множителей Лагранжа, линейного и динамического программирования).

При определении числа резервных скважин по вариантам обязательно учитывают их влияние па технологические, технико-экономические показатели и выбор рационального варианта разработки месторождения.