Cтраница 3
Чем больше прерывистость слоев и пластов, чем больше площадь на скважину и чем меньше шаг хаотической изменяемости, тем ниже коэффициент сетки, тем больше потеря запасов нефти. [31]
Увеличение плотности проектной сетки скважин в 4 раза с 51 64 га до 51 16 га увеличивает / С, - коэффициент сетки в 1 2 раза, а коэффициент нефтеотдачи - на 18 - - 20 %, или в 1 6 2 4 раза. [32]
Теперь при наличии современных детерминированных математических моделей в виде программ расчетов и графических построений на современных компьютерах можно повторить обоснование формулы коэффициента сетки - можно рассмотреть огромные площади зонально неоднородных по продуктивности и прерывистых нефтяных пластов с огромным количеством добывающих и нагнетательных скважин, численностью в несколько миллионов; можно снова получить удобную универсальную и мобильную формулу, с помощью которой можно думать, можно выявлять рациональную плотность сетки скважин. [33]
Кно - коэффициент нефтеотдачи пластов; К1 К2, К3 К4 - коэффициенты-сомножители, вместе образующие коэффициент нефтеотдачи; отдельно коэффициенты-сомножители: Кх - коэффициент сетки ( для проектной сетки скважин); К2 - коэффициент вытеснения, определяемый в лабораторных условиях на образцах породы нефтяных пластов при достаточно большой прокачке вытесняющего агента; К3 - коэффициент использования подвижных запасов нефти или накопленный отбор нефти в долях подвижных запасов нефти; соответственно F - расчетный накопленный отбор жидкости в долях подвижных запасов нефти. [34]
Полноту извлечения нефти из пласта характеризует коэффициент нефтеотдачи Кио, который можно представить как произведение трех коэффициентов К 0 КС-К3-КЯ, где Кс - коэффициент сетки скважин, который показывает долю всей нефтяной залежи, которая при данной сетке расположения нагнетательных и добывающих скважин испытывает воздействие созданной депрессии и вовлечена в разработку; К3 - коэффициент заводнения, который показывает заводненный объем по той части залежи, которая была вовлечена в разработку, но полностью не могла быть заводнена в силу невозможности эксплуатировать скважины до полной обводненности ввиду стремительного роста стоимости добычи нефти; К, - коэффициент вытеснения нефти из того объема нефтяной залежи, который полностью заводнен. [35]
Расчет по формуле ( 9) показывает, что по мере объединения элементарных объектов и сгущения сетки в каждом из них происходит заметный рост коэффициента сетки. [36]
После возникновения дискуссии о влиянии плотности сетки скважин на нефтеотдачу пластов ( а это было около 40 лет назад) нами была обоснована формула коэффициента сетки, учитывающая плотность сетки скважин и прерывистость пластов. Тогда же была обоснована упомянутая современная теория интерференции скважин. Примерно 30 лет назад была обоснована простая и универсальная формула дебита ячейки скважин с центральной нагнетательной и несколькими окружающими добывающими, учитывающая различие скважин по коэффициенту продуктивности и забойному давлению, а также различие под-вижностей вытесняющего агента ( обычно закачиваемой воды) и нефти в пластовых условиях, при этом различным может быть число добывающих скважин на одну нагнетательную. Тогда же была предложена универсальная формула для расчета общего дебита большой системы добывающих и нагнетательных скважин. При хаотическом аварийном выбытии скважин и, соответственно, хаотическом разрежении сетки скважин извлекаемые запасы нефти, неотобранные аварийно выбывшими скважинами, не будут отобраны соседними оставшимися в работе скважинами, потому что возникает сильная геометрическая неравномерность фильтрационного потока. Вполне логично дополнительно к коэффициенту сетки нами был предложен коэффициент надежности сетки. Этот коэффициент равен 1, если долговечность достаточно велика, теоретически бесконечно большая, или если вместо всех аварийно выбывших скважин, не отобравших свои извлекаемые запасы нефти, обязательно бурят скважины-дублеры. [37]
Кяо - коэффициент нефтеотдачи пластов; Kit К2, К3 и К - коэффициенты-сомножители, вместе образующие коэффициент нефтеотдачи; отдельно коэффициенты-сомножители: KI - коэффициент сетки ( для проектной сетки скважин); KI - коэффициент вытеснения, определяемый в лабораторных условиях на образцах породы нефтяных пластов при достаточно большой прокачке вытесняющего агента; К3 - коэффициент использования подвижных запасов нефти или накопленный отбор нефти в долях подвижных запасов нефти; соответственно F - расчетный накопленный отбор жидкости в долях подвижных запасов нефти. [38]
В заключение надо отметить, что немало известных специалистов-нефтяников думают, что нефтеотдача зависит только от коэффициента вытеснения и коэффициента заводнения, они даже игнорируют коэффициент сетки и фактическую ограниченную долговечность скважин. Они выступают против учета экономики при расчете нефтеотдачи; и соответственно против объединения пластов, поскольку без учета экономики при одинаковой предельной обводненности добывающих скважин это только уменьшает коэффициент заводнения. Они не понимают, что ввод малопродуктивных нефтяных месторождений в экономически рентабельную разработку, а также увеличение доли разбуривания нефтяных пластов, которые достигаются благодаря объединению нефтяных пластов и увеличению продуктивности скважин, - это самое настоящее увеличение нефтеотдачи. [39]
Величина нефтеотдачи пластов при их заводнении определяется произведением трех коэффициентов: коэффициента вытеснения нефти ( КВЫТ), коэффициента охвата пласта заводнением С охв) и коэффициента сетки ( / Гсет) скважин. [40]
Однако, выступая против Кй - коэффициента заводнения, за возврат к представлению коэффициента нефтеотдачи в виде произведения двух коэффициентов Кяо КЪШ-КОХЯ фактически они выступают против Кс - коэффициента сетки, который не умеют учитывать. И при видимом современном проектировании с применением современных математических моделей они хотят возврата на 50 лет назад к неучету влияния сетки скважин на нефтеотдачу пластов. [41]
В, L, h - соответственно длина, ширина и толщина залежи; m и анн - соответственно пористость и начальная нефтенасыщенность пласта; КВыт - коэффициент вытеснения нефти из пласта выбранным вытесняющим агентом; КСЕТ - коэффициент сетки скважин. [42]
Расстояние между разведочными скважинами оказываются во много раз больше, чем фактический природный шаг изменения коллекторских свойств пластов, и поэтому не моделируется фактическая зональная неоднородность пластов и не определяется ее отрицательное влияние на нефтеотдачу - нельзя правильно определить коэффициент сетки и коэффициент нефтеотдачи, происходит завышение нефтеотдачи. [43]
Аналогично можно поступить и в настоящее время: с помощью современных детерминированных математических моделей разработки нефтяных залежей и месторождений, моделируя фактически наблюдаемую прерывистость и зональную неоднородность пластов, исследовать зависимость нефтеотдачи пластов от плотности сетки скважин, т.е. уточнить формулу коэффициента сетки. [44]
Если пласты обладают значительной прерывистостью и высокой зональной неоднородностью по продуктивности и шаг хаотической изменяемости продуктивности и эффективной толщины пластов сравним с расстоянием между скважинами проектной сетки, а не в 10 - 100 раз меньше или больше этого расстояния, то несомненно коэффициент сетки зависит от плотности сетки. [45]