Уравнение материального баланса

Коэффициент продуктивности

Максимально эффективный темп добычи

Явления, связанные с разработкой залежи

В этом разделе рассматриваются только немногие из явлений, с которыми приходится сталкиваться геологу-нефтянику в процессе разработки залежи. Автор ставил своей задачей дать не полный обзор всех геологических проблем, имеющих отношение к сфере разработки месторождения, а лишь некоторых основных проблем, представляющих общий интерес.

 

Максимально эффективным называется такой темп добычи (норма отбора нефти и газа из скважины или залежи), который обеспечивает наибольшую конечную нефте- или газоотдачу. Иногда в этом же смысле употребляется термин максимальная рентабельная добыча - наибольшее количество нефти, которое можно извлечь из пласта при разработке залежи без потерь, вызванных нерациональным использованием пластовой энергии. В случае водонапорного режима максимально эффективный темп добычи должен предотвратить неравномерное продвижение законтурной воды и образование неизвлекаемых целиков нефти в слабопроницаемых зонах пласта. Характер разработки залежи на этом режиме определяется темпом ее заводнения, как естественного, так и искусственного, и газовым фактором, который поддерживается на минимальном уровне [38]. Величина максимально эффективного темпа добычи определяется как «наиболее высокий уровень ежесуточного отбора нефти в течение 6 месяцев, не сказывающихся отрицательно на максимально возможной конечной нефтеотдаче» [39]. Она может быть определена только после некоторого периода разработки залежи, когда количество извлеченных флюидов окажется достаточным для установления вида пластовой энергии и величины дебита скважин, обеспечивающего минимальное уменьшение добычи на единицу снижения пластового давления.

Максимально эффективный темп добычи нефти обычно колеблется от 3 до 8% извлекаемых запасов в год при общем сроке разработки залежи 12-33 года. Например, извлекаемые запасы нефти США обеспечивают нынешний темп ежегодной добычи на 12-15 лет, что соответствует норме ежегодного отбора 6,5-8% от общей суммы запасов. Но для многих залежей в США максимально эффективной годовой нормой отбора являются 5-6°о от их извлекаемых запасов. Координирующие правительственные органы иногда используют термин максимально допустимый темп отбора, представляющий собой комбинацию максимально эффективного темпа разработки залежи и условий сбыта или транспортировки нефти.

¹В советской литературе эти вопросы довольно полно освещены в работе: М.И. Максимов, Геологические основы разработки нефтяных месторождений. - «Недра», М., 1965. - Прим. ред.

 

Промысловая характеристика залежи обычно выражается коэффициентом продуктивности скважин - отношением суточного дебита скважины к перепаду давлений (разнице между пластовым давлением и забойным давлением работающей скважины), при котором получен данный дебит [40]. Удельный коэффициент продуктивности рассчитывается не на скважину, а на единицу площади продуктивного пласта. Величина коэффициента продуктивности каждой конкретной скважины зависит от ряда факторов: проницаемости пласта, запасов нефти и газа и коэффициента нефтегазонасыщенности, темпа добычи, характера предыдущей разработки залежи, в особенности степени ее истощения. Обычно со временем коэффициент продуктивности снижается главным образом вследствие снижения пластового давления, а также в результате увеличения вязкости нефти и ограничен­ности ее передвижений из-за выделения из нее растворенного газа.

 

Характер разработки залежи может быть определен заранее с помощью уравнения материального баланса, учитывающего такие переменные факторы, как объемы пластовых флюидов, пластовые давления и температуры, сжимаемость, товарные объемы нефти и газа и степень продвижения воды в залежь. Правильнее было бы сказать, что это целый комплекс уравнений [41], с помощью которого инженер-промысловик может рассчитать объемы нефти, газа и законтурной воды в пласте и предсказать характер и величины изменений этих объемов в будущем. Но их рассмотрение выходит за рамки данной книги. Следует лишь твердо помнить, что нефтегазоносный пласт характеризуется многими взаимосвязанными переменными факторами и что изменение одного из них может оказаться закономерной причиной изменения других факторов. Точность прогнозирования таких изменений зависит от точности используемых данных при решении уравнений с различными переменными. На основе данных о предшествующей разработке залежи можно сделать достаточно объективные количественные или полуколичественные прогнозы относительно поведения этой залежи в будущем.

Знание физических законов, на которых основано уравнение материаль­ного баланса, позволяет производить переоценку некоторых представлений, сложившихся в начальный период разработки залежи. Например, если пластовое давление в процессе разработки снижается медленнее, чем предполагалось по предварительным расчетам, то это свидетельствует о каком-то дополнительном источнике питания пласта. Так, на месторождении Мара в западной Венесуэле характер добычи нефти из продуктивного пласта в меловых отложениях не соответствовал уравнению материального баланса. Исследования показали, что эта залежь дополнительно подпитывалась из залежи в фундаменте (см. стр. 125 и фиг. 6-31). Если обнаруживается, что в какой-то части залежи пластовое давление и дебиты скважин поддерживаются на высоком уровне, несмотря на их общее снижение на всей остальной площади залежи, то это может служрггь указанием на возможность существования еще не разведанных участков месторождения и, таким образом, привести к открытию новых значительных запасов нефти [42].