Учебное пособие по одноименному курсу для студентов специальности 1-51 02 02 «Разработка нефтяных и газовых месторождений»

l – длина линии стягивания контуров нефтеносности;
f – коэффициент, зависящий от соотношения вязкостей нефти и воды;
N – число скважин в стягивающем ряду.
Из этой зависимости можно определить прирост извлекаемых промышленных запасов, приходящийся на одну дополнительную скважины:
, (10.35)
где: K_в – коэффициент вытеснения нефти водой.
Себестоимость дополнительной добычи нефти в первом приближении:
, (10.36)
где: З_к – средние капитальные затраты на бурение, оборудование и обустройство одной резервной скважины;
З_э – средние текущие эксплуатационные затраты на обслуживание одной эксплуатационной резервной скважины за весь срок ее работы.
Очевидно, бурение N скважины в стягивающем ряду будет оправданно, если (С_р – предельно рентабельная себестоимость нефти рассматриваемой залежи).
Тогда оптимальное число скважин в стягивающем ряду
, (10.37)
Зная число скважин основного фонда N₀, располагающихся на линии стягивающегося ряда, определим число необходимых резервных скважин
, (10.38)
Необходимо учитывать, что при выводе приведенных формул не учитывалось влияние неоднородности пород по проницаемости и пористости на образование целиков нефти между скважинами и на длину линии стягивания. Учет неодно­родности привел бы к увеличению размеров целиков нефти между скважинами стягивающего ряда. Однако, с другой стороны, при выводе приведенных формул предполагалось, что скважины отключаются после небольшого обводнения. Учет работы значительно обводненных скважин привел бы к уменьшению цели­ков нефти. Таким образом, обе эти неточности в какой-то мере компенсируются. Увеличение длины линии стягивания контуров нефтеносности в процессе проектирования точно установить невозможно. Ее можно определить лишь после расчета дебитов всех скважин основного фонда и толщин пласта на отдельных уча­стках, т. е. после разбуривания основной сетки скважин и определенного периода их эксплуатации. В этом случае учитываются как реальная неоднородность продуктивного пласта, так и особенности намеченной системы разработки. При проектировании длину линии стягивания контуров нефтеносности можно опреде­лить лишь исходя из формы залежи, считая пласт однородным. Затем ее увели­чивают на 20-40 % с учетом вероятной реальной неоднородности пласта.
Прерывистый пласт. В таком пласте целесообразно бурение резервных скважин второй и третьей категории. В настоящее время на стадии про­ектирования еще нельзя определить необходимое число скважин третьей ка­тегории до разбуривания и исследования скважин основного фонда. Число ре­зервных скважнн второй категории ориентировочно на основании изучения пре­рывистости пласта определить можно по аналогии с подобными разбуренными месторождениями.
Многие резервные скважины второй категории могут одновременно выпол­нять и функции резервных скважин третьей категории. Остановимся поэтому на методике определения необходимого числа резервных скважин второй катего­рии.
В качестве основного критерия, как и в случае непрерывного пласта, при­мем себестоимость нефти, дополнительно добываемой за счет резервных скважин. Причем себестоимость этой нефти не должна превышать предельно рентабельную себестоимость. Тогда для первой резервной скважины, бурящейся на линзу,
, (10.39)
где: V_п – промышленные запасы нефти в линзе в предположении стопроцентного охвата ее процессом разработки;
К_уд – коэффициент, показывающий среднее отношение числа скважин, вскрывших линзу, на которую они бурились, к общему числу пробуренных скважин;
К_охв – коэффициент охвата линзы процессом разработки.
Определим число необходимых резервных скважин для линз различного вида.
Линзы I вида. Линза этого вида вскрыта одной скважиной основного фонда, которая эксплуатируется за счет других прослоев или пластов. Определим условия целесообразности бурения на эту линзу второй скважины из числа ре­зервных. Как правило, эта скважина работает как нагнетательная. Однако не исключено, что будет целесообразным пустить новую скважину как добывающую, а первую скважину из основного фонда перевести под нагнетание воды в рассма­триваемую линзу. Так или иначе, ставится вопрос будет ли оправдано бурение одной дополнительной резервной скважины? При этом необходимо учитывать, что размеры и протяженность линзы известны грубо ориентировочно. Это учиты­вается коэффициентом удачи. Как показали проведенные исследования для первой резервной скважины, бурящейся на линзу I вида, в среднем из двух скважин только одна будет удачной, т. е. для этого случая К_уд = 0,5.
Отметим, что неудачные скважины могут использоваться по другому на­значению: в качестве пьезометрических, контрольных, наблюдательных или дополнительных добывающих скважин на основной пласт. В последнем случае можно получить некоторый прирост текущей добычи нефти, а, иногда и нефтеот­дачи.
Помимо вероятности непопадания скважин в линзу, необходимо также учи­тывать и неполноту охвата линзы процессом разработки.
Поскольку обе скважины в среднем расположены в линзе не наилучшим об­разом, а эксплуатация прекращается при неполном обводнении, существует какой-то средний коэффициент охвата линзы процессом вытеснения нефти водой. По данным исследований, для первой резервной скважины, бурящейся на линзу первого вида, К_охв = 0,5.
B этом случае нетрудно получить формулу, позволяющую определить ми­нимальные промышленные запасы нефти в линзе, на которую целесообразно провести одну резервную скважину
, (10.40)
При редкой сетке основного фонда эксплуатационных скважин и большой толщине продуктивного пласта на некоторые линзы I вида может оказаться выгодным пробурить еще две резервные скважины. Тогда минимальные про­мышленные запасы линзы, на которую помимо первой резервной скважины целе­сообразно пробурить еще две скважины
, (10.41)
Число всех резервных скважин для линз I вида
, (10.42)
где: n - число линз с промышленными запасами больше V_пI ,