Методика оценки годовых отборов нефти при объединении продуктивных пластов в один эксплуатационный объект

Оценив влияние степени различия свойств между продуктивными пластами на результаты их совместной разработки, необходимо сравнить получаемые отборы нефти при раздельной и совместной их эксплуатации. Получаемая разница в добыче нефти позволяет оценить ее уменьшение q при текущих суточном и годовом отборах. Максимальное уменьшение добычи нефти q_шах будут при полном разбуривании залежи (или объекта эксплуатации) всеми проектными добывающими и нагнетательными скважинами, т. е. при максимальном годовом отборе добываемой нефти.

Для подобной оценки уменьшений в добыче нефтидействуют так. Годовые отборы нефти определяют с помощью среднего коэффициента продуктивности залежи нефти или в целом эксплуатационного объекта.

Максимальный дебит нефти q₀ скважин нефтяной залежи равен

q = К _срn (p − p ) 365 , (4.1)

где К_ср − средний коэффициент продуктивности скважин, рассчитанный по всем скважинам прямым или косвенным способами, n₀ − общее число пробуренных и введенных в работу скважин; р_н и р_д − соответственно давление на забое нагнетательных и добывающих скважин; − функция относительной производительности скважин (дебит жидкости на одну скважину при единичных средних коэффициенте продуктивности и перепаде давления между забоями нагнетательных и добывающих скважин); − коэффициент эксплуатации.

В расчетную формулу (4.1) по разрабатываемым месторождениям при раз­дельной и совместной разработке подставляются соответствующие коэффициенты продуктивности К К₂, К_п и К_сов.

Разница между суммарной добычей сравниваемых пластов и добычей нефти при совместной эксплуатации этих же пластов позволит определить q (уменьшение в добыче нефти)

q = (q + q +… + q ) − q_совм (4.2)

где q , q , q − соответственно максимальный годовой отбор добычи нефти из первого, второго и n -го пластов при условии их раздельной эксплуатации; q_совм − максимальный годовой отбор добычи нефти при совместной эксплуатации пластов, объединяемых в один эксплуатационный объект.

По нефтяным месторождениям, введенным в разработку лишь частично или которые предполагается ввести в разработку, вначале определяют коэффициенты продуктивности Ki в каждой скважине по продуктивным пластам косвенными методами при условии их самостоятельной разработки, а затем суммарный коэффициент продуктивности К_{сум ..} После чего на основе уравнений, аналогичных приведенных в таблице 4.1, по отношениям геолого-промысловых признаков находят коэффициент продуктивности К_сов при совместной эксплуатации сравниваемых пластов. Далее рассчитывают максимальные годовые отборы нефти при раздельной и совместной эксплуатации сравниваемых пластов и q.

Так оценивают q, если объединяют несколько продуктивных пластов в один эксплуатационный объект при сравнении текущих годовых или максимальных годовых отборов нефти.

Изложенная методика, следовательно, позволяет оценить уменьшение в текущей добыче нефти лишь в том случае, если сравниваются максимальные отборы нефти. Однако при решении вопроса о наиболее рациональном варианте совмещения пластов в эксплуатационные объекты необходимо определить годовые отборы нефти при раздельной и совместной их эксплуатации, а также соответствующие уменьшения в добыче нефти за основной период или за весь срок разработки (в динамике). При этом учитывают, что между текущим дебитом нефти и текущими извлекаемыми запасами устанавливается прямая пропорциональность и отношение текущего дебита к текущим извлекаемым запасам является постоянной величиной:

i =q₀/Q₀ = const, (4.3)

где i − постоянный коэффициент; q₀ − максимальный годовой дебит нефти (амплитудный дебит); Q_o − текущие извлекаемые запасы нефти.

После всех расчетов сравнивают годовые и накопленные отборы нефти при раздельной и совместной эксплуатации пластов, оценивают снижение добычи при различных вариантах объединения пластов в эксплуатационные объекты.

Вычисленные в процессе гидродинамических расчетов такие технологические показатели, как объем добычи нефти, жидкости, обводненность продукции, объем закачиваемой воды, число эксплуатационных и нагнетательных скважин при вариантах раздельной и совместной эксплуатации пластов, являются основными. Именно они используются для определения экономических показателей разработки рас­сматриваемых вариантов.

Тщательное изучение и учет геолого-промысловых особенностей продуктивных пластов, позволяет сделать предварительные выводы о рациональности объединения их в эксплуатационные объекты. Окончательный выбор оптимального варианта осуществляется при сопоставлении экономических и технологических показателей разработки месторождения.

Для предприятия рациональным считается такой вариант разработки месторождения, который обеспечивает минимум приведенных затрат с уче­том фактора времени, общих удельных затрат за основной период разработки и максимальную прибыль на 1 руб. капитальных вложений.