Влияние количества пластов при совместной разработке на величину работающей толщины

Число	Интервал изменения работающей толщины, %	Средняя работающая толщина, % от общей
горизонтов (ярусов)	замеров
		9 - 100	51,0
		0 - 95	44,9
		0 - 60	28,0
		0 - 68	19,1

В этой же работе [11] Рамазановым Р.Г. исследовано влияние совместной разработки пластов турнейского яруса и бобриковского горизонта на КИН. Оказалось, что ожидаемый КИН при совместной эксплуатации указанных отложений снижается на 30 % (КИН при совместной и раздельной эксплуатации составил соответственно 20,1 и 29 %).

Обоснование выделения залежей нефти в самостоятельные объекты разработки должно осуществляться, исходя из следующих основных критериев:

геологических, учитывающих геолого-физическую характеристику залежей нефти, условия их разобщения, характер нефте-водо-насыщенности;

гидродинамических, определяющих темп и характер выработки запасов нефти, динамику обводнения залежей и т.д.;

технологических, учитывающих возможность эксплуатации каждого объекта самостоятельной сеткой скважин, применение тех или иных методов воздействия на пласт и условий управления процессом разработки месторождения;

технико-экономических, учитывающих способ добычи нефти и технические условия, обеспечивающих рентабельную разработку залежей.

Обоснование выделения эксплуатационных объектов обычно проводят в 2 этапа.

На первом этапе рассматриваются геолого-физические особенности, как благоприятствующие, так и препятствующие объединению пластов для совместной разработки.

На втором этапе этот вопрос решают с учетом технологических и экономических факторов.

I этап. При выделении эксплуатационных объектов необходимо, чтобы выполнялись следующие требования и условия:

Ø принадлежность единому этажу нефтеносности, что предопределяет их расположение на близких глубинах, небольшие различия в начальном пластовом давлении, температуре и т.д.;

Ø идентичность природных режимов пластов;

Ø идентичность пластов по литологии, типу коллекторов во избежание различий в характере перемещения жидкости в пластах с разной структурой пустотного пространства, в степени разрушения прискважинной зоны пластов при эксплуатации скважин;

Ø незначительное различие по проницаемости и неоднородности, что способствует приемистости всех пластов в нагнетательных скважинах и притоку нефти из всех пластов в добывающих скважинах при общем забойном давлении;

Ø наличие между пластами надежных разделов непроницаемых пород во избежание перетоков жидкости между соседними по разрезу объектами;

Ø незначительное различие свойств пластовой нефти (вязкость, плотность и т. д.), что обеспечивает общие закономерности процесса вытеснения нефти;

Ø идентичность товарных качеств пластовой нефти во избежание смеси нефтей, требующих разной технологии промысловой подготовки и переработки;

Для некоторых месторождений учета геолого-физических требований оказывается недостаточно для решения вопроса о выделении объектов разработки. В этом случае переходят к выполнению второго этапа исследований:

Ø оценка динамики годовых технологических показателей разработки для каждого из возможных вариантов выделения эксплуатационных объектов – по каждому объекту в отдельности и по месторождению в целом;

Ø оценка общего количества скважин;

Ø расчет по вариантам экономических показателей – в соответствии с требованиями рыночной экономики;

Ø выбор варианта с максимальными показателями годовой добычи нефти по месторождению при наибольшем экономическом эффекте и лучшем использовании недр.

Чтобы понять так называемые геологические критерии обоснования выбора объектов разработки, рассмотрим пример.

Пусть имеем месторождение, разрез которого показан на рисунке 3.1. Это месторождение содержит три пласта, отличающиеся толщиной, областями распространения насыщающих их углеводородов и физическими свойствами. В таблице 3.2. приведены основные свойства пластов 1, 2 и 3, залегающих в пределах месторождения.

Таблица 3.2.