Cтраница 4
Коэффициент сетки Кс учитывает влияние плотности сетки размещения скважин ( удельной нефтяной площади, приходящейся на одну скважину 51) на фоне зональной неоднородности и прерывистости продуктивных пластов, из-за которых возникают линзы, полулинзы и тупиковые зоны, где остается нефть, не охваченная процессом вытеснения. Произведение первых двух коэффициентов КВ-КС из геологических запасов нефти выделяет подвижные запасы нефти. Этот коэффициент в пределах вовлеченных в движение подвижных запасов нефти учитывает неравномерность вытеснения нефти водой, различие физических свойств нефти и вытесняющей воды и предельную максимально допустимую весовую обводненность дебита жидкости каждой отдельной добывающей скважины, которая зависит от экономики - от цены добытой нефти на рынке и затрат на ее добычу. Именно этот коэффициент К3 зависит от величины прокачки вытесняющей воды, более широко, от величины прокачки вытесняющего агента; зависит от соотношения подвижностей вытесняющего агента и нефти в пластовых условиях и от стоимости вытесняющего агента - стоимости его приготовления. [46]
Вместо ныне применяемых детерминированных сеточных математических моделей могут быть использованы другие математические модели разработки нефтяных месторождений. Так, уже было предложено в качестве постоянно действующей модели разработки нефтяного месторождения использовать адаптивную математическую модель, которая с самого начала и до конца представляет собой сочетание двух идейно различных моделей: вероятностной и детерминированной; и постепенный переход по мере бурения, исследования и эксплуатации скважин и накопления достоверного знания от одной модели к другой. В самом начале господствующей является вероятностная модель, а в самом конце господствующей становится детерминированная модель. Важно отметить, что как в рамках вероятностной модели, так и в рамках детерминированной модели действуют одни и те же уравнения разработки нефтяной залежи или эксплуатационного объекта ( уравнения для большой совокупности скважин) и уравнения эксплуатации отдельной добывающей скважины ( уравнения для одной скважины), только у этих уравнений уточняются их основные параметры: амплитудный дебит нефти и введенные в разработку начальные извлекаемые запасы нефти и жидкости. [47]
Здесь кратко представлена предыстория создания уравнений разработки нефтяной залежи: как вели расчеты, когда этих уравнений еще не было; как постепенно переходили от модели однородного пласта к модели послойно неоднородного по проницаемости пласта и к модели послойно и зонально неоднородного по проницаемости пласта. После учета дополнительно к послойной неоднородности еще и зональной неоднородности возникли уравнения. Замечательно, что на пути радикального усложнения модели пласта возникли тоже радикальные упрощения методики проектирования - упрощения, сильно приблизившие к учету реальности. С помощью уравнений можно учитывать все существенные параметры и действующие факторы; можно рассчитывать сложные варианты разработки нефтяных залежей; можно обдумывать, понимать и решать сложные проблемы, возникшие при разработке залежей. Очень важно, что уравнения позволяют осуществить системную оптимизацию процесса. Реально на многих нефтяных месторождениях произошли значительные потери текущей добычи нефти и конечной нефтеотдачи пластов из-за осуществления локальной несистемной оптимизации: например, увеличение дебита нефти отдельной добывающей скважины при снижении дебита нефти ячейки скважин, куда эта скважина входит; например, осуществление форсированного отбора жидкости, приводящее к увеличению отбора воды и уменьшению отбора нефти, к уменьшению извлекаемых запасов нефти. Эти уравнения позволяют решать прямые и обратные задачи проектирования разработки: по заданным параметрам определять динамику добычи нефти и жидкости; по уже известной динамике добычи нефти и жидкости и динамике мероприятий определять параметры. [48]
Россия явно опередила США. Однако за последнее десятилетие отмеченное преимущество России по конечной нефтеотдаче пластов явно сокращается, во-первых, потому что в США увеличились масштабы применения заводнения нефтяных пластов, во-вторых, потому что там осуществляется удовлетворительный контроль за работой скважин и оптимизация режимов работы добывающих и нагнетательных скважин. У нас в России самым острым является вопрос о контроле за обводненностью отбираемой жидкости ( соответственно за дебитом нефти) добывающих скважин. Контроль должен быть индивидуальным за работой каждой отдельной скважины, он должен обладать удовлетворительной точностью, чтобы позволять принимать инженерные решения по каждой скважине. Пока обычно такого контроля нет и о работе больших групп скважин, работающих на общие резервуары, судят по их групповым результатам. Таким образом, большие группы скважин фактически превращаются в укрупненные скважины с резко возросшей неравномерностью вытеснения нефти закачиваемой водой, поскольку к типичной послойной неоднородности, наблюдаемой по отдельной добывающей скважине, добавляется зональная неоднородность, наблюдаемая между скважинами. При этом обычно значительно увеличивается отбор попутной воды и уменьшается отбор извлекаемых запасов нефти, заметно уменьшается конечная нефтеотдача пластов. [49]
Прежде всего значительно увеличились введенные в разработку начальные извлекаемые запасы жидкости ( расчетной и, тем более, весовой); несколько ( примерно до 10 %) уменьшились введенные в разработку начальные извлекаемые запасы нефти; увеличились дебиты жидкости ( расчетной, тем более, весовой); несколько уменьшились дебиты нефти. Нарушилась прежняя закономерная связь между извлекаемыми запасами нефти и жидкости, как будто резко увеличилась неравномерность вытеснения нефти водой. И это действительно так: большие совокупности добывающих скважин, работающие на общий резервуар, превратились в одну контролируемую укрупненную скважину, и к прежней неравномерности вытеснения нефти водой в отдельную добывающую скважину добавилась неравномерность ( неоднородность), наблюдающаяся между добывающими скважинами. [50]