Критерий обоснования рационального выделения эксплуатационных объектов имеет первостепенное значение.

Если пласты не являются высокопродуктивными и объединение большого числа пластов не ограничено производительностью оборудования, то такое объединение на первой стадии дает положительный эффект - увеличение дебита нефти на скважину и соответствующее улучшение текущих экономических показателей. Но одновременно с этим происходит увеличение неоднородности эксплуатационного объекта и неравномерности вытеснения нефти водой, что приводит к ухудшению выработки запасов нефти, ускорению процесса обводнения, снижению доли нефти в суммарном отборе жидкости и значительному увеличению суммарного отбора последней. Таким образом, несмотря на то что начальный дебит нефти на пробуренную скважину растет при увеличении доли воды и уменьшении доли нефти в суммарном отборе жидкости, средний текущий дебит нефти может уменьшаться.

Рассматриваемая проблема выделения эксплуатационных объектов представляет собой лишь отдельную сторону значительно более сложной многосторонней проблемы проектирования рациональной разработки нефтяного месторождения [1, 2, 4].

Смысл обоснования выделения эксплуатационных объектов состоит в том, чтобы исключить нерациональное укрупнение каждого эксплуатационного объекта - объединение в один объект слишком большого числа нефтяных пластов различных по проницаемости.

Для иллюстрации приведем пример неэффективного объединения. При объединении двух продуктивных горизонтов в один эксплуатационный объект при соблюдении заданной величины нефтеотдачи начальный дебит нефти в среднем увеличивается в 2 раза, средняя доля нефти в суммарном отборе жидкости уменьшается в 3 раза, суммарный отбор жидкости увеличивается в 3 раза, средний дебит жидкости на пробуренную скважину увеличивается в 2 раза, а средний дебит нефти на пробуренную скважину уменьшается в 1,5 раза. Как видно, в данном случае укрупнение эксплуатационного объекта приводит к увеличению начального дебита и уменьшению среднего дебита нефти.

По предлагаемому критерию подобное укрупнение, приводящее к снижению среднего дебита нефти на пробуренную скважину, считается нецелесообразным.

Рационально такое объединение нефтяных пластов в эксплуатационные объекты, которое обеспечивает максимум среднего дебита нефти на пробуренную скважину за основной период или за все время разработки нефтяной залежи.

С целью рационального выделения эксплуатационных объектов рассматривают все возможные варианты объединения пластов.

По каждому из этих вариантов определяют параметр являющийся произведением начального максимального дебита на пробуренную скважину q₀¹ и средней доли нефти в расчетном суммарном отборе жидкости (1-A_ср). Рациональный вариант выделяют по максимальной величине параметра:

Этот параметр находится при условии, что по всем рассматриваемым вариантам задается одинаковая величина конечной нефтеотдачи пластов. Расчетную нефтеотдачу определяют для основного периода разработки, считая, что коэффициент извлечения подвижных запасов нефти равен 0,8.

В этом случае среднюю долю нефти в расчетном суммарном отборе жидкости можно определять [3] по следующей формуле:

где v² - квадрат коэффициента вариации, количественно характеризующий неравномерность вытеснения нефти закачиваемой водой в типичную добывающую скважину.

Дебит прямо пропорционален суммарной проводимости эксплуатационного объекта , где k_i и h_i - соответственно проницаемость и толщина i-го слоя j-го объекта.

Неравномерность вытеснения нефти закачиваемой водой можно выразить через неоднородность по проницаемости слоев и пластов рассматриваемого объекта

При стремлении к максимуму параметра

к максимуму стремятся величина

и натуральный логарифм этой величины

Максимум должен быть получен в среднем, т.е. в расчете на один средний эксплуатационный объект.

С учетом этого предлагаемый критерий рациональности выделения эксплуатационных объектов может быть представлен в следующем виде:

где Д - среднее значение критерия для n выделяемых эксплуатационных объектов, имеющих индексы от 1 до n; Дj - значение критерия для отдельного j-го эксплуатационного объекта.

Среднее значение Д определяется для каждого из возможных вариантов выделения эксплуатационных объектов и по максимуму выявляется наиболее рациональный.

Каждый выделяемый эксплуатационный объект может состоять из целого числа нефтяных пластов - одного или нескольких; предполагается, что нет явных геологических и технологических ограничений на увеличение или же уменьшение числа пластов в объекте; более дробное деление пластов исключено, поскольку нефтяные слои друг от друга не отделены или же отделены невыдержанными непроницаемыми разделами; n - общее число объектов меньше или в крайнем случае равно N - общему числу пластов.

Каждый выделяемый объект имеет самостоятельную систему разработки, но эти системы однообразны (с одинаковой плотностью сетки скважин, одинаковой схемой размещения нагнетательных скважин среди добывающих и с одинаковым перепадом давления между забоями нагнетательных и добывающих скважин).

Предлагаемая формула соответствует модели послойной неоднородности по проницаемости нефтяных пластов. Понятно, что реальные пласты значительно сложнее этой модели. Кроме послойной неоднородности по проницаемости (изменения проницаемости в вертикальном направлении) пласты имеют зональную неоднородность (изменение в горизонтальном направлении по площади распространения), а также прерывистость (наличие зон полного отсутствия продуктивной породы) . Прерывистостью обладают разделы между нефтяными пластами, т.е. разделы имеют окна - места слияния продуктивных пластов.

Учитывая это обстоятельство, с целью полного устранения или уменьшения влияния случайного характера зональной неоднородности пластов на принимаемое решение, расчеты критерия по предлагаемой формуле по каждому рассматриваемому варианту выделения эксплуатационных объектов необходимо выполнять для многих точек-скважин (обязательно больше пяти, желательно больше десяти), полученные результаты усреднять и делать по ним выводы.

При проектировании разработки нефтяных месторождений величина критерия Д может быть рассчитана другим путем - на основе интегральных характеристик неоднородности пластов. Эти характеристики обладают определенной устойчивостью; для их установления не требуется полной совокупности данных, вполне достаточно представительной, ограниченной совокупности; в крайнем случае, когда ограниченная совокупность данных не является представительной, ту или иную характеристику неоднородности нефтяных пластов можно принять с учетом аналогии геологического строения по соседним разрабатываемым нефтяным месторождениям, но нельзя исключать из рассмотрения.

Такими характеристиками являются: средние значения коэффициентов продуктивности и эффективных толщин рассматриваемых нефтяных пластов (h, h); усредненная величина зональной неоднородности по проницаемости отдельного нефтяного пласта (v₃²), и усредненная величина неравномерности вытеснения нефти закачиваемой водой в типичную добывающую скважину, установленная для отдельного пласта с самостоятельной системой разработки (v_*²).

С учетом этого предлагаемый критерий обоснования выделения эксплуатационных объектов принимает следующий вид:

где n - число выделяемых объектов, N - число обособленных нефтяных пластов, причем n<=N.

Примером практического применения предлагаемого критерия может быть обоснование выделения в самостоятельные объекты разработки горизонтов Ю-1 и Ю-II нефтяного месторождения Каламкас.

Средние величины коэффициента продуктивности скважины по горизонтам Ю-1 и Ю-II соответственно равны 0,5 и 2 (в данных расчетах не требуется знание размерностей величин), средние величины эффективной толщины по горизонтам Ю-I и Ю-II соответственно равны 7,4 и 6,3; зональная неоднородность по проницаемости у обоих горизонтов примерно одинакова и равна v₃² = 2 (устанавливается по различию средних проницаемостей соседних скважин); усредненная характеристика неравномерности вытеснения нефти закачиваемой водой в добывающие скважины у обоих горизонтов примерно одинакова и равна v_*² = 0,5 (определяется по фактическим данным обводнения отдельных скважин или по данным глубинного дебитометрирования, по керну и по результатам геофизических исследований).

Было рассмотрено два варианта.

По варианту I горизонты Ю-1 и Ю-II образуют один эксплуатационный объект. При этом

По варианту II горизонты Ю-I и Ю-II являются отдельными самостоятельными эксплуатационными объектами. При этом

Как видно, рациональным является вариант II, при котором горизонты Ю-1 и Ю-II являются самостоятельными объектами.

При этом по вариантам I и II начальный дебит нефти на одну пробуренную скважину соответственно равен 30 и 15 (размерность величин не будем приводить), а средний дебит нефти на пробуренную скважину соответственно равен 6 и 9. По среднему дебиту нефти на пробуренную скважину лучшим является вариант II.

Таким образом, предложена методика обоснования эксплуатационных объектов, применимая на стадии проектирования разработки нефтяных месторождений. Рациональным является такой вариант выделения эксплуатационных объектов, при котором будет достигнут максимум среднего дебита нефти на пробуренную скважину за основной период разработки нефтяного месторождения при условии достижения заданной величины нефтеотдачи пластов.

1. Жданов М.А. Нефтепромысловая геология. М., Недра, 1970.
2. Мирчинк М.Ф. Нефтепромысловая геология. М., Гостоптехиздат, 1946.
3. Лысенко В.Д. Определение рациональной мощности эксплуатационного горизонта. - Проблемы нефти и газа Тюмени, 1979, вып. 39, с. 35-37.
4. Проектирование разработки нефтяных месторождений / А.П. Крылов, П.М. Белаш, Ю.П. Борисов и др. М., Гостоптехиздат, 1962.