close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

Крылов Научные основания разработки нефтяных месторождений

код для вставкиСкачать
А. П. Крылов, М. М. Глоговский,
М. Ф. Мирчинк, Н. М. Николаевский,
И. А. Чарный
НАУЧНЫЕ ОСНОВЫ
РАЗРАБОТКИ
НЕФТЯНЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Москва • Ижевск
2004
УДК 622.2
МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ ВОСТОЧНЫХ РАЙОНОВ СССР
и МИНИСТЕРСТВО ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ СССР
МОСКОВСКИЙ НЕФТЯНОЙ ИНСТИТУТ имени акад. И. М. ГУБКИНА
А. П. КРЫЛОВ, М. М ГЛОГОВСКИЙ, М. Ф. МИРЧИНК,
Н. М. НИКОЛАЕВСКИЙ, И. А. ПАРНЫЙ
НАУЧНЫЕ ОСНОВЫ РАЗРАБОТКИ
НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
ГОСУДАРСТВЕННОЕ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОЕ ИЗДАТЕЛЬСТВО
НЕФТЯНОЙ И ГОРНО-ТОПЛИВНОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
Крылов А. П., Глоговский М.М., Мирчинк М. Ф., Николаев-
ский Н. М., Чарный И. А.
Научные основы разработки нефтяных месторождений. — Москва-
Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004, 416 стр.
В книге дан критический обзор существовавших методов разработки
пласта, изложены теоретические и практические основы разработки нефтя-
ных месторождений с точки зрения геологии, гидродинамики и экономики;
дан пример комплексного применения разработанного авторами метода.
Книга рассчитана на геологов, инженернотехнических работников
нефтяных промыслов, научных работников и студентов нефтяных и геоло-
гических вузов.
Репринтное издание (оригинальное издание: М.-Л.: Государственное
научнотехническое издательство нефтяной и горнотопливной литературы,
1948 г.).
ISBN 5-93972-325-Х
© Институт компьютерных исследований, 2004
http://rcd.ru
http://ics.org.ru
Подписано в печать 20.01.04. Формат 60 х 841/16. Бумага офсетная №1.
Печать офсетная. Усл. печ.л. 24,18. Уч. изд. л. 25,76. Гарнитура Тайме. Заказ №175.
АНО «Институт компьютерных исследований»
426034, г. Ижевск, ул. Университетская, 1.
Лицензия на издательскую деятельность ЛУ №084 от 03.04.00.
П Р Е Д И С Л О В И Е
Социалистическое развитие народного хозяйства СССР и перспек-
тивы дальнейшего роста нефтяной промышленности поставили перед
научными и промышленными кадрами нефтяников задачу создания
научных основ разработки нефтяных месторождений.
Огромный опыт, накопленный предприятиями и обобщенный мини-
стерствами нефтяной промышленности, обеспечил успешное разрешение
этой задачи.
Публикуемый труд является завершением определенного этана раз-
вития советской научной мысли в области разработки нефтяных место-
рождений. Он подводит итог большим теоретическим исследованиям,
проведенным по заданию промышленности в Московском ордена Трудо-
вого Красного Знамени нефтяном институте имени акад. И. М. Губкина
в 1940—1947 гг.
Непосредственная связь теории и практики, возможная лишь
в условиях социалистического хозяйства, позволила всесторонне решать
научные и прикладные задачи разработки нефтяных месторождений,
проверяя и уточняя теоретические и методические положения в про-
мысловой практике.
Своеобразие публикуемого труда заключается в комплексном при-
менении трех научных дисциплин — промысловой геологии, подземной
гидродинамики и отраслевой экономики — к разработке такой единой
целостной проблемы, как проблема рациональной эксплоатации нефтя-
ного месторождения- В результате создается стройная теория разра-
ботки, основные контуры которой четко намечены в труде.
Эта теория, неразрывно связанная с закономерностями социалисти-
ческого развития народного хозяйства, переводит решение прикладных
задач разработки нефтяных месторождений на научные основы и, что
не менее важно, дает критерий выбора рациональных систем разра-
ботки, основанный на принципе наибольшей народнохозяйственной
эффективности.
Авторы стремились создать комплексную методику установления
систем разработки, позволяющую учитывать и вводить в расчет различ-
ные геолого-технические и экономические параметры месторождений.
Большую роль в этом отношении сыграли успехи советских исследова-
телей в области подземной гидродинамики, явившейся связующим зве-
ном между промысловой геологией и отраслевой экономикой.
Комплексные методы проектирования были проверены при установ-
лении систем разработки ряда важнейших нефтяных месторождений
СССР. Эти системы были приняты промышленностью и ныне осу-
ществляются на нефтяных промыслах Союза.
4 Предисловие
Опыт внедрения систем разработки в промысловую практику пока-
зал их значительный эффект, тем больший, чем больше и мощнее неф-
тяное месторождение. Без сомнения, большой эффект этих систем во
многом определился работой промышленности, работой промысловых
геологов, инженеров, бурильщиков, эксплоатационников и строителей
в ходе внедрения передовых методов разработки нефтяных месторожде-
ний. Высокий порядок цифр, характеризующих эффективность систем
разработки, естественно, превращает данную проблему в проблему
первостепенной важности для народного хозяйства.
Анализ теории и практики разработки нефтяных месторождений
в США позволил установить, что в области проектирования систем
разработки советская научная мысль идет впереди зарубежной, скован-
ной капиталистическими условиями развития и целиком поставленной
на службу частным интересам различных монополистических компаний.
Особое значение публикуемый труд имеет для вузов. Он призван
выполнить почетную и ответственную задачу — вооружить молодые
кадры нефтяников новейшей теорией разработки и методами применения
ее в промышленной практике.
Появление такого труда, естественно, повлечет за собой пересмотр
представлений о принципах и методах разработки нефтяных месторож-
дений, а в ряде случаев вызовет необходимость радикальной пере-
стройки научно-педагогической работы. Известно, например, что неко-
торые специальные кафедры нефтяных втузов до сих пор не отошли
от устаревших взглядов на разработку нефтяных месторождений, вос-
принимая без критики «образцы» практики разработки нефтяных место-
рождений в США, полностью отразившие противоречия капиталистиче-
ской анархии производства.
В части общей постановки научной проблемы и методов ее прило-
жения к производственному процессу труд научных работников Москов-
ского нефтяного института имени акад. Губкина, несомненно, представ-
ляет большой интерес для исследователей и специалистов, работающих
над аналогичными вопросами в других отраслях социалистической
промышленности СССР.
Директор МНИ,
проф. д-р А. Топчиев
Июль, 1947 г.
ВВЕДЕНИЕ
Разработка научных основ рациональной эксшюатации природных
богатств страны, в том числе и нефтяных месторождений, стала воз-
можной только благодаря социалистическим условиям развития народ-
ного хозяйства СССР. Социалистическая собственность и государствен-
ное планирование процесса общественного производства в СССР яви-
лись той исходной базой, без которой было бы невозможно комплексное
решение проблемы, включающее создание теории разработки, методов
установления рациональных систем разработки нефтяных месторожде-
ний, исходя из принципа максимальной народнохозяйственной
эффективности, и наконец, применение этих научно обоснованных
систем в социалистической промышленности.
Такая постановка проблемы недоступна капитализму с его анта-
гонизмом между предприятиями, между монополиями, внутри монопо-
лий, порождаемым частной собственностью на средства производства
и приводящим к анархии производства и кризисам. Неравномерное,
циклическое развитие капитализма, стихийный характер которого при-
водит к хищническому использованию природных богатств, усугубляе-
мому расчленением геологически единых месторождений на многочис-
ленные частновладельческие участки, является непреодолимым пре-
пятствием для применения научно обоснованных систем разработки
нефтеносных площадей. Отдельные научные результаты зарубежных
исследователей используются монополиями и многочисленными фир-
мами, применяющими их постольку, поскольку они повышают прибыль
в зависимости от условий рынка.
Естественно, что проблемы выбора очередности и темпов разра-
ботки нефтяных месторождений, решаемой как плановая народнохо-
зяйственная задача, в капиталистических условиях развития не суще-
ствует. В СССР же созданы неограниченные возможности для внедре-
ния научных принципов разработки нефтяных месторождений в про-
мышленность.
Народнохозяйственное значение рассматриваемой проблемы
чрезвычайно велико. Применение всесторонне обоснованных систем
разработки способствует ускорению темпов роста добычи нефти
в СССР и повышению эффективности капитальных вложений в нефтя-
ную промышленность. Высокая народнохозяйственная эффективность
таких систем разработки позволяет рационально распределять капи-
тальные вложения по нефтяным районам страны и наиболее полно
6 Введение
использовать рабочую силу и мощность бурового и нефтеэксплоата-
ционного оборудования. Благодаря экономически рациональному раз-
мещению скважин по нефтеносным районам на эксшюатационных пло-
щадях высвобождается значительное количество бурового оборудова-
ния, которое может быть направлено на разведки для ускорения при-
роста новых фондов. Все это способствует перевыполнению государ-
ственных планов развития нефтяной промышленности СССР.
Огромное значение проблемы для развития нефтяной промышлен-
ности заключается еще и в том, что экономически правильное решение
задач разработки., предрешая размещение добычи нефти по районам и
месторождениям страны, тем самым во многом предопределяет раз-
мещение нефтеперерабатывающих заводов, а также средств транспорта
и хранения нефти.
О том, каковы масштабы влияния р а ц и о н а л ь н о г о в ыб о р а
с и с т е мы р а з р а б о т к и по отдельным месторождениям на народ-
ное хозяйство в целом, можно судить хотя бы по следующему при-
меру. Разработка девонских горизонтов одного лишь Туймазинского
месторождения в Башкирии, если бы ее вели старыми методами,
потребовала бы огромных капитальных вложений. Масштабы такого
строительства выдвигают разработку подобного месторождения в пер-
вый ряд крупнейших строек страны наряду с Урало-Кузнецким ком-
бинатом, Днепрогэсом и т. п. Осуществляемые же в настоящее время
рациональное размещение СКЕЭЖИН И порядок разбуривания и эксплоа-
тации девонских пластов Туймазинского месторождения, основанные
на новых взглядах на процесс разработки, позволили резко снизить
капитальные вложения. Достигнутая при этом экономия позволяет
направить освободившиеся средства на другие важнейшие стройки
СССР.
Не менее ощутительны масштабы влияния р а ц и о н а л ь н о г о
р а з м е ще н и я д о б ыч и не фт и по стране (по районам и место-
рождениям), что, как показывает данное исследование, тесно связано
с проблемами районирования разработки отдельных месторождений,
причем эту связь предопределяет народнохозяйственный критерий
эффективности разработки.
При этом достигается огромная экономия на транспорте нефти
в связи с изменением направления и общим сокращением перевозок
нефтепродуктов.
Все сказанное о выдающемся значении проблемы в обеспечении
высоких темпов социалистического развития производительных сил
СССР объясняет, насколько высоки требования, предъявляемые науке
народным хозяйством вообще и, в частности, его нефтедобывающей
отраслью.
Ответственная задача, поставленная социалистической нефтяной
промышленностью перед советскими учеными, — решить проблему
разработки с научных позиций, может быть выполнена лишь при по-
вседневной связи исследователей с работниками промышленности и
непосредственном обогащении теории практикой работы нефтяных
промыслов.
Советская наука давно работает над проблемой разработки неф-
тяных месторождений, в частности над вопросами физики нефтяного
пласта, видя в них ключ к решению общей задачи. Трудами
акад. Л. С. Лейбензона и его учеников создана новая, ранее не суще-
ствовавшая наука о движении природных жидкостей и газов в пори-
стой среде — подземная гидравлика, являющаяся теоретической осно-
вой рациональной разработки нефтяных и газовых месторождений.
Введение 7
Акад, Л. С. Лейбензон, первый из ученых мира применивший общую
теорию фильтрации к процессам эксплоатации нефтяных и газовых
месторождений, тем самым опередил больше чем на десятилетие
аналогичные работы за рубежом.
Дальнейшее развитие проблемы дано проф. В. Н. Щелкачевым,
в 1939—1941 гг. опубликовавшим свои исследования в области подзем-
ной нефтяной гидравлики [140]. Он предложил рассматривать нефтяной
пласт как единую водонапорную систему, ограниченную контуром, —
так называемым контуром питания, — форма и давления на котором
определяются физическими и гидрогеологическими факторами. Методом
гидродинамического анализа В. Н. Щелкачев подробно исследует
взаимодействие (интерференцию) скважин в разнообразных условиях
разработки и особенности эксплоатации скважин в нефтяных залежах
различных форм. Им разработаны гидродинамические методы, позво-
ляющие установить зависимость между дебитом скважин, их числом л
расстановкой.
Большое значение имели исследования проблемы движения гра-
ницы раздела двух жидкостей в пористой среде, проведенные
проф. В. Н. Щелкачевым для случаев прямолинейного и радиального
потоков, а также для залежи овальной формы. Этими работами были
выявлены характер стягивания водонефтяного контура при эксплоата-
ции залежи и значение размещения скважин для регулирования про-
движения этого контура.
Эти работы в области подземной гидравлики оказали большое
влияние на развитие теории разработки нефтяных месторождений.
Дальнейший значительный вклад в область теории фильтрации
был сделан советскими учеными акад. С. А. Христиановичем и чле-
ном-корр. АН СССР П. Я. Полубариновой-Кочиной.
Акад. С. А. Христианович [130, 131] исследовал законы движения
жидкостей, не следующих закону Дарси, а также дал аналитическое
решение нелинейных уравнений для установившегося течения газиро-
ванной жидкости.
Членом-корр. АН СССР П. Я. Полубариновой-Кочиной [122, 123,
125] была решена задача о дебите скважины в центре залежи, имею-
щей форму эллипса. Ею же рассматривалось неустановившееся движе-
ние в теории фильтрации и пространственное перемещение контура неф-
теносности. Работа П. Я. Полубариновой-Кочиной [126] посвящена также
решению так называемых «обратных» задач, т. е. определению конту-
ров нефтяного пласга и его гидродинамических параметров по данным
отбора из скважины.
В 1940 г. М. М. Глоговским, А. П. Крыловым и Б. Б. Лапуком
был выдвинут комплексный принцип решения методических и при-
кладных задач разработки с привлечением для этой цели трех отрас-
лей знания.- промысловой геологии, подземной гидродинамики и отрас-
левой экономики. Эта идея была энергично поддержана промышлен-
ностью (В. А. Каламкаров, В. М. Сенюков).
В результате этого в октябре 1942 г. в Московском нефтяном
институте им. акад. И. М. Губкина Министерством нефтяной промыш-
ленности было организовано Бюро разработки нефтяных место-
рождений.
Бюро сосредоточило свое внимание:
1) на создании теории разработки, явившейся результатом прило-
жения промысловой геологии, подземной гидродинамики и отраслевой
экономики;
8 Введение
2) на установлении комплексных методов применения этой теории
к проектированию систем разработки нефтяных месторождений;
3) на осуществлении по заданию промышленности при помощи
комплексных методов проектов разработки важнейших нефтяных
месторождений СССР;
4) на участии и научно-технической помощи в процессе внедрения
рациональных систем разработки на нефтяных промыслах.
При установлении теории разработки нефтяных месторождений
Бюро рассматривало разработку отдельной залежи, месторождения или
группы месторождений как комплексную проблему. При этом исследо-
вались раздельно и во взаимодействии влияния на разработку основ*
ных факторов геологического, технологического и экономического
характера с целью установления в конечном счете рациональных систем
разработки нефтяных месторождений.
Теоретические исследования и методы приложения научных прин-
ципов к практике разработки, излагаемые в публикуемой работе,
коренным образом отличаются от прежних представлений и старых
методов решения проблемы.
В настоящем исследовании рассматривается комплекс вопросов,
связанных с разработкой пластов, при эксплоатации которых контур
нефтеносности перемещается. Теорию разработки такого рода залежей,
имеющую в общем завершенный вид, следует уточнять и совершен-
ствовать. Так, например, в геолого-промысловом направлении должны
подвергаться дальнейшей разработке вопросы разведки и изучения
пластов, вопросы физики пласта, в гидродинамическом направлении —
вопросы движения двухфазных жидкостей в пласте, упругого режима,
пространственного движения разнородных флюидов, гидродинамическо-
го исследования пластов и скважин, нагнетания в пласт рабочего агента
и др., в экономическом направлении — исследование влияния различных
способов эксплоатации и методов поддержания давления на проблему
выбора систем разработки, нормирование затрат в различных условиях
разработки и т. д.
В Бюро МНИ также ведутся специальные гидродинамические
исследования, входящие в общую проблему разработки нефтяных
месторождений. Так, В. Н. Щелкачевым разработана в Бюро (начатая
им в ГрозНИИ) теория упругого режима с учетом упругости пласта и
жидкости [143].
Кроме того в Бюро МНИ проводится работа по электромоделиро-
ванию процессов разработки нефтяных пластов (П. М. Белаш).
Работы авторов, охватывающие различные части общей проблемы
разработки, публиковались в виде отдельных исследований [132, 133,
137, 138, 175] и докладов [42, 43]. Методика применения теории
к установлению систем разработки на конкретных месторождениях
изложена в проектных работах [194—199].
Системы разработки месторождений, подготовленные в Бюро
МНИ, были приняты промышленностью и с 1944 г. внедряются на
нефтяных промыслах Союза.
Постановке и развитию работ, проведенных в Бюро МНИ имени
акад. И. М. Губкина, большую поддержку оказывало Министерство
нефтяной промышленности, в частности его техническое руководство,
принимавшее активное участие в определении направления исследо-
ваний, в лице В. А. Каламкарова и Н. С. Тимофеева.
В осуществляемом промышленностью внедрении новой технологии
добычи нефти (составной частью которой являются работы и проекты
МНИ) принимают участие специалисты отрасли: В. А. Амиян,
Введение 9
Е. Б. Гальперсон, С. Т. Коротков, С. И. Кувыкин, М. И. Максимов,
Г. К. Максимович, А. 3. Мушин, А. А. Трофимук, В. Н. Щелкачев и др.
Настоящий труд выполнен группой научных сотрудников Москов-
ского нефтяного института имени акад. И. М. Губкина в составе.
А. П. Крылова (руководство работой, принципы разработки, подзем-
ная гидродинамика, комплексный метод и его приложение), М. М. Гло-
говского (принципы разработки, подземная гидродинамика, комплекс-
ный метод и его приложение), М. Ф. Мирчинка (промысловая геоло-
гия, приложение метода), Н. М. Николаевского (принципы разра-
ботки, отраслевая экономика, комплексный метод и его приложение)
и И. А. Чарного (основы подземной гидродинамики). В качестве прило-
жения к гидродинамическому разделу в книгу включена работа, напи-
санная П. М. Белаш, знакомящая читателя с развитыми методами по
электромоделированию разработки нефтяных пластов (гл. XV).
Авторы книги выражают П. М. Белаш свою признательность за
любезное согласие поместить его работу в настоящий труд.
В подготовке первичных материалов к настоящему труду прини-
мали участие мл. научный сотрудник Л. Ф. Клубков и ст. лаборанты
П. П. Баранова и В. А. Лапинская, которым авторы выражают свою*
благодарность.
Р А З Д Е Л П Е Р В Ы Й
СУЩНОСТЬ ПРОБЛЕМЫ РАЦИОНАЛЬНОЙ
РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ И
ОСНОВЫ ЕЕ КОМПЛЕКСНОГО РЕШЕНИЯ
ГЛАВА I
ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ И ПРЕДСТАВЛЕНИЯ
§ 1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ПОНИМАНИЕ ПРОЦЕССА РАЗРАБОТКИ
Решение проблемы рациональной разработки нефтяных место-
рождений требует прежде всего научного понимания условий, в кото-
рых происходит разработка нефтеносного пласта, а также физических
явлений и законов, определяющих процесс эксшюатации залежи.
Современное представление о нефтяном месторождении всегда свя-
зывает собственно нефтяную залежь с общей гидрологической системой
в единое целое, в которое эта залежь входит как составная часть.
Такая пространственная гидрологическая система, простирающаяся
по всему продуктивному пласту, вплоть до его выходов на поверхность,
если таковые имеются, включает в себя, кроме нефтеносной и газо-
носной областей (при наличии свободного газа в виде газовой шапки),
также и водоносную область.
Для разработки залежи весьма важное значение имеет тот факт,
что водоносная область по своим размерам и запасам жидкости
обычно в сотни раз превышает нефтеносную, поскольку даже после
полного извлечения из пласта промышленных запасов нефти общее
количество содержащихся в нем жидкостей уменьшается только на
небольшую долю.
Региональное геологическое строение и литология нефтяного
пласта определяют геометрические размеры и форму гидрологической
системы.
При эксплоатации нефтяной залежи одновременно идут про-
цессы: 1) движения жидкостей и газа под действием пластовых сил
в этой системе через пористую среду горных пород, слагающих нефте-
носный пласт, и 2) дальнейшего подъема жидкостей по стволу скважин
на поверхность.
Оба процесса неразрывно взаимосвязаны и управляемы. Актив-
ное вмешательство в процесс движения жидкостей в пласте начи-
нается с момента вскрытия его некоторым числом скважин, известным
образом расставленных на залежи и в определенном порядке вводи-
мых в эксплоатацию. Условия эксплоатации этих скважин, их режимы
работы, доступные повседневному регулированию, также являются
одним из средств сознательного воздействия на этот процесс. Наконец,
в ряде случаев оказывается возможным изменить ход процесса и уве-
личить его эффективность путем искусственного регулирования запа-
сов пластовой энергии посредством нагнетания в пласт воды и газа.
Основные понятия и представления 11
Наиболее легко поддается управлению режим работы скважин.
Он подчинен стремлению достигнуть возможно большей добычи нефти
из данной скважины. В зависимости от применяемого способа эксплоа-
тации и геолого-промысловых условий, вынуждающих поддерживать
при эксплоатации скважин некоторую определенную депрессию или
забойное давление, из скважин может быть добыта только некоторая
часть их потенциального дебита.
Таким образом, установленный с учетом этих данных режим
работы скважин становится заданным условием для движения жидко-
стей в пласте к забою эксшюатационных скважин.
Иначе обстоит дело с числом скважин и их расстановкой на
залежи. Изменение числа скважин в процессе разработки залежи
связано при увеличении количества скважин с дополнительными капи-
таловложениями, а при их уменьшении (закрытии) — с потерей мате-
риальных ценностей; введение коррективов в расстановку уже пробу-
ренных скважин на залежи физически совершенно невозможно. Именно
по этой причине управление процессом эксплоатации пласта путем
изменения количества скважин и порядка их размещения является наи-
более трудной операцией, а потому правильное решение этого вопроса
становится решающим фактором воздействия на процесс движения
в пласте.
Что же касается регулирования запасов пластовой энергии, осуще-
ствляемого посредством нагнетания воды или газа в пласт, то приме-
нение этого способа воздействия на пласт коренным образом может
изменить картину и характер движения жидкостей.
Все перечисленные выше положения дают нам основание сформу-
лировать понятие о разработке залежи следующим образом: под раз-
работкой залежи в технологическом значении этого понятия мы в даль-
нейшем будем подразумевать управление процессом движения жидко-
стей и газа в пласте к забоям эксшюатационных скважин при помощи
размещения скважин, установления их количества и порядка ввода
в эксплоатацию, режима их работы и баланса пластовой энергии. Сово-
купность этих условий, при которых происходит разработка залежи, и
определяет собою с и с т е му р а з р а б о т к и.
§ 2. РЕЖИМ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА
/. Таблица элементарных режимов пласта
На механику процесса разработки чрезвычайно существенное
влияние оказывает ряд природных условий и свойств пласта; среди
них первостепенную роль играет режим пласта.
Понятие о режиме пласта может получить прикладное значение
лишь в том случае, если режимы классифицировать целеустремленно,
так, чтобы из самого понятия «режим пласта» вытекали непосред-
ственные указания на природу и механизм процесса разработки. Эти
указания должны быть настолько полны и конкретны, чтобы ими могла
целиком определяться гидродинамическая схема движения жидкостей
и газа в пласте.
Практическая ценность такой классификации состоит в том, что
она становится основой для научного подхода к проблеме разработки,
органически связанной со всеми остальными ее элементами. Это дает
возможность приложить к решению проблемы физические законы,
которым подчиняется движение жидкостей и газов в пористой среде,
и позволяет использовать все результаты, полученные в этой области
теорией фильтрации.
12 Глава I
Совершенно естественно, что при классификации необходимо руко-
водствоваться только основными, определяющими факторами, прене-
брегая второстепенными. Так, в некоторых случаях оказывается полез-
ным рассматривать на данной стадии анализа не все действующие
силы, а только главные из них. То же относится и к известной схе-
матизации форм залежей и пластов.
При этих предпосылках становится возможным выявить простей-
шие типовые случаи модели разработки, которые либо самостоятельно,
либо в виде одновременного или последовательного сочетания наиболее
полно отображают действительный механизм процесса разработки
природного пласта.
Этой постановке вполне удовлетворяет приведенная на фиг. 1
классификация элементарных режимов пластов. При ее составлении
были приняты следующие допущения.
1) В пластовых залежах поверхность контакта нефти с водой или
с газом предполагается настолько узкой, что ее можно считать нор-
мальной к поверхности кровли и подошвы в течение всего времени
разработки. Пользование в дальнейшем приведенными пластовыми
давлениями (вместо абсолютных) дает возможность в модели изобра-
жать пласты залегающими горизонтально, а контакты — вертикально;
исключение из этого правила допущено (для большей наглядности)
только для гравитационного режима.
2) Сила тяжести самой нефти, как сравнительно малая, не рас-
сматривается во всех тех случаях, когда кроме нее действуют еще дру-
гие пластовые силы.
3) В массивных и литологических залежах ! боковые поверхности,
ограничивающие залежь, принимаются вертикальными.
4) Для разделения действия пластовых сил в некоторых случаях
залежи искусственно ограничиваются, что геологически соответствует
либо ее литологической замкнутости, либо экранирующему сбросу или
поверхности несогласного залегания.
5) Нефть считается «мертвой», т. е. лишенной газа, во всех слу-
чаях за исключением режима растворенного газа.
В классификации отражены следующие действующие пластовые
СИЛЫ:
а) сила тяжести воды и нефти;
6) сила упругости флюидов и пласта.
Кроме того принят также во внимание напор, создаваемый ком-
прессорами, насосами при закачке газа или воды в пласт с целью под-
держания пластового давления.
2. Две категории режимов пласта
Все режимы пласта можно разделить на две основные категории.
При режимах первой категории горизонтальная проекция контуров
нефтеносности перемещается и в конечном итоге может быть стянута
в одну линию или точку; их мы назовем р е жи ма ми с пе ре ме -
щаю щи мис я к о н т у р а ми. В отличие от них наблюдается
обширная категория режимов, при которых проекция контуров
остается неизменной в течение всего времени разработки; их мы будем
называть р е жи м а м и с н е п о д в и жн ыми к о н т у р а ми.
Как мы увидим впоследствии (см. гл. III), установление этих двух
категорий режимов легко позволит нам сформулировать один из основ-
ных принципов рационального размещения эксплоатационных скважин.
1 Об употребляемой здесь терминологии, касающейся форм нефтяных залежей,
см. у И. О. Брода [28].
Основные понятия и представления 13
Заметим еще для уточнения, что неподвижность контура нефтенос-
ности не равносильна неизменности контактной поверхности, которая
во время разработки может изменяться.
Обе основные категории режимов можно дальше детализировать
по признаку механизма воздействия на залежь, т. е. разграничить
режимы: 1) водонапорные, 2) газонапорные, 3) гравитационные и
4) режим растворенного газа.
3. Водонапорные режимы
Водонапорные режимы обеих категорий имеют место во всех слу-
чаях вытеснения нефтяной залежи под действием напора воды, про-
двигающего с течением времени контактную поверхность. Поэтому на
этом контуре в любой момент времени должны соблюдаться гидроди-
намические условия неразрывности потока и давлений. Тяжесть
нефти, имеющая в этом случае весьма малое влияние, не учитывается.
Можно различать три вида водонапорных режимов: гравитацион-
ный, упругий и смешанный — гравитационно-упругий.
А. Г р а в и т а ц и о н н о - в о д о н а п о р н ый р е жи м возникает
под действием силы тяжести краевой воды или силы тяжести воды
в инжекционных скважинах и напора, создаваемого агрегатами, слу-
жащими для поддержания пластового давления. При этом вода и
пласт рассматриваются как несжимаемые.
В чистом виде этот режим может проявиться только при нагнета-
нии воды в пласт вблизи контура нефтеносности в количестве, равном
отбору жидкости из пласта. При сравнительно небольшом соотношении
запасов воды и нефти в пласте и при условии питания его поверхност-
ными водами режим можно считать также гравитационно-водонапорным.
Соответствующее указанному режиму гидродинамическое условие
на внешней границе пласта определяется постоянством (в течение всего
процесса разработки) приведенного начального пластового давления
на к о н т у р е п и т а н и я. По этой причине дебиты скважин не сни-
жаются во время эксплоатации, а наоборот, могут возрастать по мере
приближения к ним контура нефтеносности. После прорыва контакта
к скважинам последние прогрессивно обводняются.
Б. Упр у г ий в о д о н а п о р н ый р е жи м создается под дейст-
вием силы упругости воды в водонапорной области и упругости пласта.
Проф. В. Н. Щелкачев [143], который ввел в изучение фактор упругости
пласта, показал, что с учетом этого фактора хорошо удается согласо-
вать не только качественно, но и количественно процессы движения
жидкостей в пласте при упругом водонапорном режиме. Этот режим
может существовать при значительных соотношениях запасов воды и
нефти и при отсутствии питания пласта. При этом контур замкнутости
и забой скважин должны быть на одном уровне.
Вследствие упругих свойств жидкости и пласта при снижении
давления в пласте объем пор уменьшается, а объем воды увеличи-
вается. Изменение давления, вызванное снижением давления в залежи,
распространяется по пласту практически медленно, удаляясь со вре-
менем от залежи к внешней границе, к к о нт у р у з а мк н у т о с т и
пл а с т а. Поэтому можно представить себе некоторую линию в пласте,
до которой в данный момент снижение давления только успело дойти
и на котором, следовательно, давление с большой практической точно-
стью пока еще осталось равным первоначальному. Будем называть эту
линию у с л о в н ым к о н т у р о м пит а ния.
Если соотношение запасов настолько велико, что при достаточно
высоком темпе отбора нефти разработка пласта закончится раньше
Режимы
растворенного
газа
Гравитационные
режимы
Газонапорные режимы
упругие
жесткие
И
Водонапорные режимы
упругие
упруговодо-
напорные
гравитационно-
упруговодона-
порные
жесткие
гравитационно-
водонапорные
о
г»
43
I
S
I
2
S
о
аз
•о
s
и
ч
Ч
I
Внутренние, массовые
упругость
окклюдирован-
ного газа
сила тяжести
нефти
постепенно во всей залежи
Внешние, сосредоточенные на контакте залежи
упругость газа
напор агрегата
при закачке газа
упругость воды и пласта
s
I
5
сила тяжести воды и напор
агрегатов при закачке
при прохождении контакта от начального до конечного значения
Я
3
в
о
а
§
03
s
I
I
X
о
S
о о а
i
о
Ч
О
о
в
о
и
в
CD
а
о
в
В
а
CD
О
н
и
CD
а
а
16 Глава I
того времени, когда снижение давления успеет дойти до контура зам-
кнутости, то будет иметь место только первая фаза режима. В против-
ном случае падение давления распространится на весь пласт, и после
этого наступает вторая фаза, в течение которой на естественном кон-
туре замкнутости давление также снижается.
Дебиты скважин со временем падают, причем падение вначале
наиболее интенсивно, а затем кривая падения становится более поло-
гой. Закон падения дебитов во второй фазе отличен от первой фазы.
В. Г р а в и т а ц и о н н о - у п р у г о в о д о н а п о р н ый р е жи м
обязан своим существованием, кроме сил упругости воды и пласта,
еще и силе тяжести краевой воды. Поэтому внешняя граница пласта
должна находиться на более высокой отметке, чем забои скважин.
При этом пласт может быть открытым и иметь внешнее питание поверх-
ностными водами. Однако это условие необязательно, — пласт может
также быть замкнутым или открытым, но не иметь внешнего питания.
В последних двух случаях, учитывая ранее сделанное замечание о боль-
шом соотношении между запасами воды и нефти, даже после полного
отбора промышленных запасов нефти из залежи уровень краевых вод
снижается настолько незначительно, что приведенное пластовое давле-
ние на условном контуре питания можно считать постоянным в течение
всего периода разработки.
Как и при упруговодонапорном режиме, здесь могут существовать
две фазы. Разработка залежи при известных условиях может закан-
чиваться еще в первой фазе режима, которая от первой фазы преды-
дущего режима практически ничем отличаться не будет. При меньших
соотношениях запасов и более медленном темпе отбора нефти падение
пластового давления дойдет до условного контура питания, но дальше
снижаться не будет, и в таком случае через некоторое время упругие
силы перестают себя проявлять. Таким образом, второй фазой грави-
тационно-упруговодонапорного режима является гравитационно-водо-
напорный.
При всех водонапорных режимах насыщенность пор нефтью
остается постоянной внутри залежи и меняется (скачком) только на
контакте, где она по мере продвижения контакта от своего начального
значения снижается до конечного.
4. Газонапорные режимы
Г а з о н а п о р н ые р е жи мы объединяют все случаи, когда
нефть вытесняется к скважинам под действием напора газа в газовой
шапке. Поскольку по сравнению с вязкостью нефти можно пренебрегать
вязкостью газа, давление в газовой шапке повсюду в любой момент
времени можно считать одинаковым и, в частности, равным давлению
на контуре нефтеносности. Пласт предполагается ограниченным с
внешней стороны залежи.
Будем различать две категории газонапорных режимов: жесткий
и упругий.
А. Же с т к и й г а з о н а п о р н ый р е жи м в чистом виде
может существовать только тогда, когда газ нагнетается в газовую
шапку в таком количестве, при котором давление в ней во время раз-
работки залежи остается постоянным.
При весьма большом отношении запасов газа к запасам нефти,
когда давление в шапке снижается против начального незначительно,
режим практически тоже можно считать жестким газонапорным.
Дебиты скважин вследствие приближения к ним газонефтяного
Основные понятия и представления 17
контура со временем возрастают, и после прорыва к ним контура сква-
жины прогрессивно загазовываются.
Б. Упр у г ий г а з о н а п о р н ый р е жи м отличается от преды-
дущего тем, что здесь давление в газовой шапке уменьшается по мере
отбора нефти из залежи, что будет происходить всегда, если в газовую
шапку не закачивать газ с поверхности или если отношение запасов
газа к запасам нефти сравнительно мало. В этом случав отбор некото-
рого объема нефти будет сопровождаться расширением газовой шапки
на такой же объем и соответствующим падением давления в ней.
В зависимости от соотношения запасов и формы залежи дебиты
скважин могут со временем либо расти, либо падать, либо, в частном
случае,, оставаться постоянными.
При газонапорных режимах насыщенность пор нефтью остается,
так же как и при водонапорных режимах, постоянной внутри залежи
и изменяется на движущемся контакте скачкообразно от начального
своего значения до конечного.
5, Гравитационные режимы
Гравитационные режимы отличаются от всех рассмотренных выше
режимов тем, что здесь пластовые силы воздействуют на залежь нефти
не в качестве внешних сил, а распределены как массовые силы внутри
самой залежи, — в данном случае действующей силой является сила
тяжести нефти. Однако, несмотря на такую физическую общность,
гравитационные режимы проявляют себя различно, в зависимости от
крутизны пласта.
А. Г р а в и т а ц и о н н ый р е жи м с п е р е м е ща ющи м с я
к о нт у р о м имеет место в крутопадающих пластах, где под действием
силы тяжести нефть передвигается к забоям скважин, стоящим ниже
по отметке, за счет гидростатического напора столба нефти. При этом
контур нефтеносности перемещается и величина напора со временем
уменьшается как функция суммарного отбора и сечения пласта. Давле-
ние на контакте залежи всегда постоянно и равно атмосферному.
В этом смысле рассматриваемый режим представляет собою разновид-
ность жесткого газонапорного режима. Дебиты скважин здесь, как
правило, меньше, чем при других режимах, и до подхода контакта по
кровле к скважинам остаются неизменными.
Б. Г р а в и т а ц и о н н ый р е жи м с н е п о д в и жн ым кон-
т у р о м приурочен к пластам с весьма пологим залеганием. При
эксплоатации скважин уровень нефти понижается одновременно во всей
залежи, располагаясь по закону пьезометрических воронок депрессии.
Дебиты скважин еще более низки и со временем медленно падают.
При этой разновидности гравитационного режима нефтенасыщен-
ность, в отличие от таковой при напорных режимах, меняется посте-
пенно по всей залежи.
6. Режим растворенного газа
Особое место среди рассматриваемых элементарных режимов зани-
мает режим растворенного газа. Этой особенностью режим обязан
тому обстоятельству, что нефть в залежи не лишена естественного
газа, не является «мертвой», а содержит газ в растворенном состоянии.
По своей механической сущности режим растворенного газа обна-
руживает родство с упруговодонапорным режимом. Так же, как и там,
снижение давления в каком-нибудь месте пласта передается не мгно-
венно по пласту, что происходило бы в случае несжимаемой нефти,
а лишь постепенно, с большим отставанием во времени.
18 Глава I
В обоих случаях поддержание пластового давления происходят
за счет первоначально равномерно распределенной по пласту энергии,
с той лишь разницей, что в каждом из них источники энергии и зоны
их накопления различны: при упруговодонапорном режиме действует
в основном упругость краевой воды и пласта в водоносной области,
при режиме же растворенного газа ее заменяет большая (по величине)
упругость выделяющегося из раствора окклюдированного газа, но дей-
ствующая только на площади залежи.
Коренное различие между этими режимами состоит еще и в том,,
что газовые пузырьки, являющиеся носителями упругой силы, вовремя
эксплуатации перемещаются и движение газированной нефти происхо-
дит по особым, сложным законам.
Элементарно режим растворенного газа может существовать только
как разновидность режимов с неподвижным контуром в весьма поло-
гом пласте. Если естественный контур замкнутости пласта находится
в водоносной области и на таком близком расстоянии от контура
нефтеносности, что упругость воды и пласта не может оказать замет-
ного влияния на режим, то последний можно считать также элементар-
ным режимом растворенного газа. В этом случае краевая вода неак-
тивна, и тогда внешней границей, представляющей собою контур зам-
кнутости, нужно считать контур нефтеносности.
Режим растворенного газа в чистом виде и с самого начала раз-
работки залежи может иметь место при наличии в пласте нефти, пол-
ностью насыщенной газом, и при отсутствии в пласте свободного газа,
скопившегося в виде газовой шапки.
Аналогично упруговодонапорному режиму при режиме растворен-
ного газа также можно наблюдать две фазы проявления режима.
В период первой фазы влияние снижения давления на забое скважины
передается но всему пласту не сразу, а постепенно; область дрениро-
вания скважины также расширяется постепенно; радиус условного кон-
тура питания, на котором давление сохраняется первоначальным, уве-
личивается. Когда же понижение давления достигает естественной гра-
ницы пласта или контура нефтеносности или же встретится с пониже-
нием давления, идущим от другой эксплоатационной скважины, тогда
наступает вторая фаза, при которой область дренирования остается
неизменной, а давления на контуре этой области начинают снижаться..
7. Нефтеотдача при различных режимах пласта
Ко э фи ц и е н т о м от да чи называется разность между началь-
ной и остаточной (конечной) нефтенасыщенностью, отнесенная к на-
чальной.
Понятие об остаточной нефтенасыщенности недостаточно опреде-
лено. Остаточная нефтенасыщенность зависит от многих факторов, в
основном — от структуры пористой среды, ее пористости и проницае-
мости, от физических свойств пористой среды и нефти, природы и
свойств вытесняющего ее агента и темпа вытеснения, от механизма
действия пластовых сил и, наконец, от экономически выгодного предела
дебита скважин.
Таким образом, остаточная нефтенасыщенность зависит, в част-
ности, от режима пласта.
Водонапорные режимы, обладающие одним и тем же механизмом
воздействия на залежь, характеризуются наиболее высоким коэфициен-
том отдачи при прочих одинаковых условиях. Это объясняется большой
эффективностью промывки пор водой, в особенности если у стенок
поровых каналов размещается погребенная вода.
Основные понятия и представления 19
Вследствие меньшей эффективности вытеснения нефти газом коэ-
фициент нефтеотдачи при газонапорных режимах несколько ниже, чем
при водонапорных.
Еще меньшими коэфициентами отдачи характеризуются гравита-
ционные режимы, так как здесь не происходит никакого вытеснения
нефти на контакте.
Наиболее низкие коэфициенты отдачи присущи режиму растворен-
ного газа.
Наши познания о коэфициенте отдачи еще не достигли такого
уровня, чтобы оказалось возможным указать количественную зависи-
мость этой величины от влияющих на нее различных факторов. Экспе-
рименты, поставленные в СССР и в США для выявления остаточной
нефтенасыщенности при различном механизме дренирования и агентах
вытеснения [54, 64, 87, 100], пока позволили лишь установить довольно
широкие интервалы, в пределах которых эта величина может изме-
няться.
Согласно этим данным коэфициенты отдачи в зависимости от
режимов пласта могут принимать следующие значения:
при водонапорном режиме ОД—0,8; редко до 0,9
» газонапорном * 0,4—0,7; » » 0,8
» гравитационном » до 0,5
»> режиме растворенного газа 0,15—0,3; редко до 0,4
Для того чтсбы сопоставить степень конечной отдачи нефти при
различных режимах пласта, ее необходимо, повидимому, сравнивать
при одинаковых условиях, например при наиболее благоприятных для
каждого режима. Поступая так, можно, хотя и очень приближенно,
оценить эффективность трех последних режимов по отношению к водо-
напорному, обладающему наибольшей отдачей при первичном методе
разработки залежей.
Эффективность газонапорного режима в смысле полноты конечной
отдачи нефти пластом составляет грубо ориентировочно 9/ю, гравитаци-
онного — 2/з и режима растворенного газа — Уз от эффективности
водонапорного режима.
Порядок этих цифр, при всей их неточности, позволяет, учтя все
сказанное ранее о режимах, сделать некоторые существенные выводы,
изложенные в следующем пункте.
8. Принудительное изменение режима пласта
Ряд характерных черт, присущих напорным режимам и вытекаю-
щих из механизма действия пластовых сил и из природы вытесняющих
агентов, выдвигает напорные режимы вообще, а среди них водонапор-
ные в особенности, на первое место в отношении их эффективности.
Характерные особенности напорных режимов заключаются в сле-
дующем:
1) напорные режимы обеспечивают наиболее высокие уровни
текущей добычи с залежи в среднем за весь срок ее разработки;
2) по этой причине сроки разработки залежи уменьшаются, малые
же сроки разработки приводят к ускорению оборота основных фондов;
3) эти режимы позволяют получить высокую нефтеотдачу и тем
самым гарантируют наиболее полное извлечение из недр естественных
богатств, что в свою очередь повышает эффективность произведенных
на разработку капиталовложений и затрат труда.
Поэтому ясно, что при известных условиях может оказаться выгод-
ным изменить естественный режим пласта, если он не напорный, и
20 Глава I
принудительно создать в нем либо водонапорный, либо газонапорный
режим. Это достигается нагнетанием в пласт воды или газа.
В настоящем труде, в основном посвященном режимам с переме-
щающимися контурами, мы будем рассматривать только метод закон-
турного нагнетания воды и газа, обычно называемый ме т о д о м под-
д е р жа н и я п л а с т о в о г о д а в л е н и я, не касаясь методов на-
гнетания этих агентов по площади залежи. Кстати подчеркнем, что тер-
мин «поддержание» пластового давления не следует толковать только
в том смысле, что давление обязательно сохраняется все время на оди-
наковом уровне, — поддержание давления будет достигнуто и тогда,
когда в результате нагнетания темп падения его будет замедлен.
Целесообразность применения метода поддержания пластового
давления отнюдь не ограничивается только теми случаями, когда есте-
ственный режим пласта не является напорным, — поддержание пласто-
вого давления выгодно сказывается на разработке залежи и при
у пр у г их р е жи ма х. Хотя в этом случае коэфициент отдачи не
повышается, но остаются в силе остальные преимущества в отношении
повышения текущего уровня добычи и сокращения срока разработки
залежи.
Если при этом агент нагнетать в таких количествах, чтобы пласто-
вое давление сохранилось на начальном уровне, то упругие режимы пере-
ходят в жесткие — гравитационно-водонапорный или жесткий газонапор-
ный. При меньшей интенсивности нагнетания режимы остаются упругими,
но темпы падения пластового давления и дебитов замедляются в той
или иной степени. Эффективность нагнетания повышается, если его про-
изводить с самого начала разработки пласта.
§ 3. ПРОЦЕСС ЭКСПЛОАТАЦИИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ
Разбурив нефтеносную площадь некоторым числом скважин, рас-
ставленных на ней в каком-то порядке, и снизив противодавление
в скважинах, мы возбуждаем в залежи течение жидкостей. В резуль-
тате совместного действия скважин, их интерференции, в залежи в дан-
ный момент устанавливаются определенная картина движения жидко-
стей и определенное распределение динамического пластового дав-
ления.
Динамическое пластовое давление в точке залежи, где располо-
жена данная скважина, измеряется посредством давления на забое,
которое устанавливается в ней после длительной остановки. Упрощая,
его обычно называют просто пластовым давлением, а соответствующий
ему уровень — статическим, имея при этом в виду прекращение работы
данной скважины.
Забойное давление в работающей скважине, соответствующее
динамическому уровню, должно поддерживаться из расчета либо
сохранения однофазное™ нефти в пласте, либо обеспечения определен-
ного способа эксплоатации, либо, наконец, критической скорости
фильтрации у забоя. Допустимым забойным давлением является наи-
большая из величин, вытекающих из перечисленных условий.
Разность между динамическим пластовым и забойным давлениями,
которую принято называть д е п р е с с и е й, определяет дебит данной
скважины.
В зависимости от естественных условий залегания нефти, с одной
стороны, и искусственного воздействия на пласт при помощи эксплоата-
ции скважин, с другой, мы будем наблюдать тот или иной процесс
в самой залежи.
Во многих случаях режимы природных нефтяных пластов доста-
Основные понятия и представления 21
точно описываются одной из тех моделей, которые даны в таблице
элементарных режимов (см. фиг. 1). Чаще, однако, режим пласта
представляет собою более сложное сочетание одновременно или после-
довательно действующих элементарных режимов. Дело в том, что
в отличие от рассмотренных раньше условий в пласте с самого начала
разработки могут действовать силы (растворенный в нефти газ, нали-
чие одновременно напора вод и газовой шапки), каждая из которых
самостоятельно определяет механизм воздействия на залежь; совмест-
ное их появление приводит к более сложному поведению пласта при
его эксплоатации.
Рассмотрим наиболее часто встречающиеся природные случаи.
Начнем с водонапорных режимов.
Известно, что в естественных условиях нефть всегда содержит
в себе газ в растворенном состоянии. При водонапорном режиме нефть
при начальном пластовом давлении может быть в различной степени
недонасыщена газом либо насыщена полностью. Если в условиях не-
донасыщенной нефти держать забойные давления в скважинах выше
давления насыщения, то газ не выйдет из раствора и нефть будет
двигаться в пористой среде как гомогенная жидкость. Возникающие
при течении сопротивления меньше, чем в случае газированной нефти,
поэтому дебиты скважин, получаемые при одинаковых перепадах дав-
ления, для негазированной нефти больше.
С этой точки зрения может оказаться выгодным сохранить забой-
ные давления в течение всего времени эксплоатации залежи на уровне
давления насыщения, тем самым сохраняя однофазность нефти. Целе-
сообразность такого режима работы возрастает при большей разности
между пластовым давлением и давлением насыщения и, наоборот,
теряется при малом различии между ними.
В том случае, когда по другим условиям эксплоатации скважин
забойные давления следует поддерживать выше давления насыщения,
газ из раствора будет выходить только в стволе скважин на определен-
ном уровне выше забоя, на котором давление достигает давления
насыщения.
То обстоятельство, что запасы газа находятся в нефти в растворен-
ном состоянии и что с каждой единицей объема нефти к забою сква-
жин поступает одинаковое количество газа, влечет за собою постоян-
ство газового фактора во времени и по скважинам. Энергия сжатия
газа используется в стволе скважины для полезной работы в фонтан-
ном или газлифтном подъемнике, а на поверхности — для его транспор-
тировки.
При однофазном движении флюидов в пласте, не учитывая явле-
ния упругости, можно считать, что распределение давления в пласте
при его эксплоатации происходит мгновенно.
Проходя через линию стоков, которую представляет собою ряд
скважин, напор краевой воды все более ослабевает, принимая все
меньшее участие в продвижении нефти к более удаленным скважинам.
Динамическое давление в залежи понижается по мере удаления от
контура нефтеносности. Наиболее четко это можно проследить с помо-
щью теоретической схемы, основным элементом которой является так
называемая г а л л е р е я.
Галлерея представляет собою сплошную подземную выработку
нефтяной залежи, проведенную по простиранию пласта. Галлерею,
вскрывающую всю мощность пласта, в дальнейшем будем называть
гидродинамически совершенной в отличие от несовершенной, вскрываю-
щей пласт только частично.
22 Глава I
Галлерею можно рассматривать как предельное расположение
ряда скважин, расстояния между которыми стремятся к нулю.
Основное свойство галлереи состоит в том, что она ограничивает
влияние той или иной пластовой силы областью, лежащей по ту сто-
рону галлереи, откуда эта сила действует. Иначе говоря, галлерея
э к р а н и р у е т всю лежащую позади нее область залежи от действия
данной пластовой силы.
Так, в случае водонапорного режима при забойном давлении в гал-
лерее, равном давлению насыщения (или большем этого давления),
течение нефти под напором воды может происходить только с внешней
стороны галлереи, внутренняя же область, экранированная галлереей,
оказывается лишенной возможности проявлять хранящуюся в ней
энергию растворенного газа. Давление в ней повсюду упадет до забой-
ного в галлерее.
Экранный эффект, который так наглядно демонстрируется с по-
мощью галлереи, в той или иной степени свойственен также и ряду
скважин. Такой ряд, в котором расстояния между скважинами не
равны нулю, а конечны, экранирует залежь тем меньше, чем больше
эти расстояния.
Экранное действие одного ряда усиливается последующими
рядами, но даже при очень большом числе их и малом расстоянии
между скважинами суммарный экранный эффект остается меньшим,
чем для галлереи.
Если выполнение условия однофазности нефти не сопряжено с пре-
вышением критической скорости на забое, то забойные давления во
всех скважинах залежи должны быть одинаковы и равны давлению
насыщения. Вследствие уменьшения динамического пластового давле-
ния в направлении от контура нефтеносности к куполу залежи депрес-
сия в скважинах внутренних рядов принимает все меньшее значение;
вместе с нею падают и дебиты скважин.
Если в том же пласте в скважинах внешних рядов поддержание
на забое давления насыщения имело бы своим следствием превышение
критической скорости на забое, то в них забойное давление должно
быть соответственно увеличено. Дебиты в этих скважинах по сравне-
нию с предыдущим случаем уменьшаются, экранное действие внешних
рядов ослабевает и динамическое пластовое давление во внутренних
рядах повышается. Поэтому теперь дебиты скважин, принадлежащих
к внутренним рядам, будут больше.
Отбор жидкости из залежи при водонапорном режиме сопровож-
дается продвижением контакта нефтеносности. Объем, образованный
контактной поверхностью за некоторый промежуток времени ее про-
движения, равен суммарному объему нефти, извлеченной из всех сква-
жин. Последнее положение, разумеется, верно лишь в предположении
однофазности нефти и несжимаемости жидкости.
По наикратчайшим линиям тока скорость перемещения контакта
больше, чем по остальным. Первоначальная конфигурация его со вре-
менем изменяется, и образуются языки обводнения залежи. Достигнув
скважин, вода проникает в них, появляясь вместе с нефтью в извлекае-
мой жидкости.
Отбор из пласта некоторого объема воды для динамики пластовых
давлений равноценен отбору такого же объема нефти. Поэтому добычу
воды вместе с нефтью нельзя просто уподобить добыче пустой породы
совместно с полезным ископаемым, так как извлечение воды из пласта
приводит к некоторой потере вместе с нею и пластовой энергии.
Кроме того появление воды в скважинах вызывает в некоторых
Основные понятия и представления 23
случаях преждевременное прекращение фонтанного периода и необхо-
димость перехода на механизированную добычу и увеличения мощности
эксплоатационного оборудования, приводит к образованию водонефтя-
ных эмульсий и усложняет технику транспортировки и хранения про-
дукции.
Тем не менее появление воды в скважинах при водонапорных
режимах неизбежно. Техника нефтедобычи может лишь стремиться к
продлению периода безводной эксплоатации и к уменьшению относи-
тельного содержания воды в продукции скважин. Эта задача частично
решается надлежащим устройством забоев, техническими мероприя-
тиями в призабойной зоне и установлением рационального режима
эксплоатации скважин. Кроме этих общепризнанных способов регули-
рования притока воды, существует другой, первостепенное значение
которого далеко еще не осознано некоторыми специалистами нефтепро-
мыслового дела.
Речь идет о роли системы разработки в этом вопросе. Совершенно
очевидно, что скважины начинают обводняться тем позже, чем дальше
они отстоят от начального контура нефтеносности (для режимов
с неподвижным контуром — чем дальше вскрытая часть забоя отстоит
от контакта). Следовательно, расстановка скважин на залежи, являю-
щаяся одним из элементов системы разработки, может регулировать
время прорыва к скважинам и количество получаемой воды при режи-
мах с перемещающимся контуром. Такую же роль играет степень
вскрытия скважин при режимах с неподвижным контуром.
Мало того, для режимов первой категории имеет значение гакже
и продолжительность эксплоатации обводняющихся скважин. В даль-
нейшем мы убедимся в том, что для рационального использования пла-
стовой энергии оказывается целесообразным останавливать скважины
на определенной промежуточной стадии их обводнения, не стремясь
довести его до стопроцентного. Это не означает, что нефть, не добытая
из данной скважины, безвозвратно «потеряна», так как она нисколько
не «привязана» к данной скважине и, передвигаясь по пласту, может
быть добыта из других скважин. Из того обстоятельства, что на это
передвижение должна быть затрачена некоторая дополнительная
работа, следует, что скважины надо останавливать не сразу после
появления в них воды, а только, как это показали специальные иссле-
дования [116], после достижения определенного соотношения между
дебитами воды и нефти. Если в этот момент остановить первый ряд
скважин, расставленных так, чтобы прорыв воды в них начался
одновременно, то суммарная добыча нефти из всех скважин не умень-
шится. Потеря в дебите нефти от остановки обводненных скважин
компенсируется ростом дебитов скважин, оставшихся в эксплоатации.
Если остановку ряда произвести преждевременно, то близость
к нему водонефтяного контакта, являющаяся причиной высокого
дебита, будет использована недостаточно. Если же, наоборот, затянуть
выключение ряда, ю вызываемый им экранный эффект, снижающий
добычу остальных рядов, не будет возмещен его собственной продук-
цией нефти. В обоих случаях текущая добыча нефти со всех скважин
за это время понижается, и в результате излишне затягивается общий
срок разработки залежи [116].
Через некоторое время после остановки первого ряда скважин
доля воды в продукции скважин второго ряда также дойдет до опти-
мальной, и этот ряд тоже должен выключаться из эксплоатации. Так
в дальнейшем все ряды подлежат последовательной остановке вплоть
до последнего или до единственной скважины, заменяющей его. Время
24 Глава I
эксплоатации этого последнего ряда или скважины определяется не
только изложенными соображениями, но и продолжительностью работы
до экономически целесообразного минимума добычи нефти.
Интересно отметить, что при пологом залегании прикупольной
зоны залежи водонапорный режим с перемещающимся контуром может
переходить к концу разработки в тот же режим с неподвижным конту-
ром. К этому времени вся нефтяная залежь уже подстилается подош-
венной водой, и потому приток нефти к забоям скважин сопровож-
дается не столько продвижением контура, сколько поднятием всей
водонефтяной контактной поверхности.
В зависимости от типа водонапорного режима поддержание забой-
ного давления на установленном уровне имеет своим следствием раз-
личные результаты.
Гравитационно-водонапорный режим при такой предпосылке обес-
печивает сохранение дебита скважины и даже некоторое увеличение
его в последующем благодаря приближению контура нефтеносности.
Дебит нефти начнет уменьшаться только после прорыва в скважины
воды.
Упругие водонапорные режимы (гравитационно-упруговодонапор-
ный в первой фазе и упруговодонапорный) приводят к снижению
дебита.
Если допустимое забойное давление было получено из расчета на
критическую скорость у забоя, то для поддержания дебита забойное
давление может быть снижено еще в течение некоторого времени.
Уровень газовыделения в стволе скважины будет падать и, наконец,
достигнет забоя. Удержать дебит дальше на прежнем уровне с этого
момента уже не удастся без того, чтобы газ не выделялся из раствора
в самом пласте.
Ясно, что по мере уменьшения забойного давления необходимо
менять способы эксплоатации скважин, переходя от фонтанного к меха-
низированным, от компрессорного к глубоконасосному. Так, наконец,
будет достигнуто такое положение, когда забойное давление дальше
снижать станет уже невозможно и дебиты начнут резко падать. Кроме
того необходимо также иметь в виду, что вследствие меньшей произво-
дительности глубоконасосиого способа по сравнению с фонтанным и
компрессорным снижение дебита может наступить и раньше. По этой
причине принудительный перевод упругих водонапорных режимов на
гравитационно-водонапорный, помимо отмеченных раньше преимуществ,
имеет еще то неоспоримое достоинство, что удлиняет период фонта-
нирования скважин по крайней мере на все время их безводной экс-
плоатации. Это обстоятельство, несомненно, значительно компенсирует
расходы на проведение метода поддержания пластового давления и
повышает его экономическую эффективность.
В том случае, когда нефть при начальном пластовом давлении
близка к полной насыщенности, забойные давления не могут быть под-
держаны в процессе разработки на уровне давления насыщения.
Поэтому с самого начала эксплоатации нефть будет газированной. Раз-
личие между водонапорным режимом и случаем его совместного суще-
ствования с режимом растворенного газа состоит в том, что распреде-
ление давления в залежи не может установиться такое же, как при
элементарном водонапорном режиме, по той причине, что упругость газа
не позволит давлению сразу снизиться.
В первый период эксплоатации такой залежи будем иметь повсе-
местно первую фазу режима растворенного газа. Затем, когда падение
давления распространится до контура нефтеносности, начнет действовать
Основные понятия и представления 25
напор воды. В результате внешний ряд скважин перейдет на раооту
по напорному режиму; внутренние скважины, после того как их услов-
ные контуры питания пересекутся, перейдут на работу по второй фазе
режима растворенного газа. В первый период эксплоатации такой
залежи уровень текущей добычи в целом будет выше, чем при элемен-
тарном водонапорном режиме.
Эксплоатация залежи сопровождается наступлением краевой воды,
и скважины, работавшие вначале при режиме растворенного газа,
постепенно переходят на водонапорный режим. В конечном итоге все
скважины вовлекаются в зону действия водонапорного режима, со вре-
менем обводняются и должны выключаться в соответствии с соображе-
ниями, приведенными раньше.
Только та нефть, которая поступает в скважины за счет напора
краевой воды, вызывает соответствующее продвижение водонефтяного
контакта. Отбор же нефти под влиянием газа уменьшает лишь насы-
щенность породы, которая при достаточно длительном действии режима
растворенного газа может упасть до величины, соответствующей этому
режиму. Так как коэфициент нефтеотдачи для него меньше, чем для
водонапорного режима, то большая часть оставшейся нефти добывается
уже в последующий (водонапорный) период. Окончательная отдача
нефти определяется коэфициентом, характерным для последнего в том
случае, когда вода вытесняет смесь.
Режим пласта становится еще более сложным, если к напору крае-
вой воды прибавляется напор газа в газовой шапке. В этом случае
нефть полностью насыщена газом, и первый период эксплоатации
такого рода залежи будет сопровождаться проявлением режима рас-
творенного газа. Но вскоре ближайшие к контуру водоносности ряды
скважин будут работать под действием напора воды, а близкие к кон-
туру газоносности — от напора газа.
Вследствие общности механизма воздействия, объединяющей водо-
и газонапорные режимы, процесс эксплоатации будет протекать так
же, как и в предыдущем случае, отличаясь от него только двухсторон-
ностью течения. На залежь одновременно наступают оба контакта —
водонефтяной и газонефтяной, и скважины, близкие к первому, после-
довательно обводняются, а близкие ко второму — загазовываются.
Замечания, сделанные раньше по поводу оптимального процента воды
при обводнении скважин, сохраняют справедливость и при их загазова-
нии. Разница состоит лишь в том, что закрытие скважин вследствие
меньшей вязкости газа должно производиться при относительно мень-
шем обнажении ствола скважин контактом, чем при прорыве воды.
Оба контакта сходятся в конечной стадии разработки к некоторой
линии внутри залежи. Конечный коэфициент отдачи определяется раз-
дельно для каждой из зон распространения режимов, причем в водо-
напорной зоне он выше.
До сих пор мы подробно останавливались на процессе эксплоата-
ции залежей в условиях сосуществования других режимов с водонапор-
ным-, так как такое сочетание режимов является, пожалуй, наиболее
распространенным в природе или же может быть принудительно соз-
дано посредством законтурного заводнения.
Однако встречаются и нефтяные залежи, разработка которых про-
исходит при сочетании газонапорного режима с режимом растворен-
ного газа. Процесс эксплоатации такой залежи отличается тем, что
при жестком газонапорном режиме всегда, а при упругогазонапор-
ном только в случае достаточных запасов свободного газа нефть
26 Глава I
под напором газовой шапки в конечном итоге вытесняется к внешнему
контуру.
Если запасов свободного газа нехватает для обеспечения сущест-
вования газонапорного режима до конца разработки, то этот режим
будет продолжаться только до тех пор, пока давление в газовой шапке
не снизится до атмосферного. После исчерпания условий для сущест-
вования режима растворенного газа наступает последний период раз-
работки, который протекает уже в условиях гравитациОЕшого режима.
Легко понять, что отбор газа из шапки через специально пробу-
ренные газовые скважины может вредно отражаться на темпах экспло-
атации нефтяной залежи и на коэфициенте отдачи. Последний ухуд-
шается не только за счет того, что залежь не может быть разработана
полностью при газонапорном режиме, который обладает более высоким
коэфициентом отдачи, но и вследствие потерь нефти в газонасыщенную
зону шапки. Поэтому целесообразнее сохранять газовую шапку до
окончания разработки нефтяной залежи и лишь затем приступать к ее
эксплоатации.
Процесс эксплоатации залежи с режимом растворенного газа,
действующим с начала разработки, весьма своеобразен. Характерным
для него является отсутствие передвижения контуров залежи. Добыча
нефти и газа приводит лишь к истощению запасов залежи, выражаю-
щемуся в снижении нефтенасыщенности в пределах неизменного перво-
начального ее объема.
Равномерное распределение на нефтеносной площади и одновре-
менный ввод в эксшюатацию скважин обусловливают при прочих рав-
ных условиях одинаковое поведение в них динамического пластового
давления, дебитов нефти и газового фактора.
Продолжительность эксплоатации всех скважин при сделанных
предположениях одинакова и совпадает со сроком разработки всей
залежи в целом. Суммарный отбор с каждой скважины равен частному
от деления промышленных запасов нефти на число всех скважин.
Характерной чертой режима растворенного газа является измене-
ние газового фактора во времени. При монотонно падающем дебите
скважин газовый фактор вначале растет, достигая через некоторое
время максимального значения, а затем, по мере истощения залежи,
начинается его неуклонное падение. Если дебит скважин к концу раз-
работки упадет до экономически целесообразного минимума раньше,
чем окончится режим растворенного газа, то последний не успеет пе-
рейти в гравитационный. Однако при более высоком дебите к этому
сроку такая смена режимов неизбежна.
Поведение залежи при гравитационном режиме с неподвижным
контуром схоже с только что описанным случаем. В отличие от режима
растворенного газа теперь уже не имеется притока газа в скважины.
Динамический уровень в скважине находится ниже кровли пласта.
В пласте нефть имеет свободную поверхность, и давление над нею
равно атмосферному. Со временем эта поверхность понижается, и
объем целика, оставшегося под нею к моменту достижения экономи-
чески целесообразного минимума дебита, определяет коэфициент
отдачи.
Совсем иначе залежь проявляет себя при гравитационном режиме
с перемещающимся контуром. Здесь, так же как и в случае напорного
режима, ряды скважин выбывают из строя неодновременно: сначала —
верхний, стоящий выше по структуре, за ним поочередно все остальные.
Дебиты скважин остаются постоянными до тех пор, пока свободная
поверхность нефти не достигает ствола скважин. Это объясняется тем,
Основные понятия и представления 27
что одновременно с понижением напора в результате снижения сво-
бодной поверхности соответственно уменьшается также и путь, прохо-
димый нефтью. Затем дебит снижается, и при достижении экономиче-
ски целесообразного минимума работа скважин останавливается.
Остаточные запасы, исключая пленочную нефть, обволакивающую
частицы породы, сосредоточиваются у нижнего ряда скважин. Отсюда
ясно, что в целях сокращения этих остаточных количеств нефти целе-
сообразно, чтобы нижний ряд скважин располагался как можно ближе
к нижней границе залежи. Очевидно также, что уровень текущей
добычи будет тем больше, а количество остаточной нефти тем меньше,
чем круче угол падения пласта. В разбираемом случае коэфициент
отдачи выше, чем в предыдущем.
В заключение рассмотрения различных процессов эксплоатации
нефтяных залежей заметим, что связь между режимом пласта и процес-
сом разработки залежи — связь взаимодействия. Можно сказать, что
режим пласта влияет на процесс разработки, но вместе с тем уста-
новление и последовательная смена режимов в свою очередь во многом
зависят от системы разработки.
§ 4. ВОПРОСЫ ЭКОНОМИКИ ПРИ РАЗРАБОТКЕ
НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Решение проблемы рациональной разработки нефтяных месторож-
дений требует научного понимания общеэкономических условий, в ко-
торых происходит разработка нефтяных месторождений, и экономиче-
ских условий промыслового характера, непосредственно связанных
с технологией разработки.
Нефтяные промыслы, осуществляющие разработку месторождений
в наших условиях, всегда должны рассматриваться как составные
части социалистических производительных сил СССР, направляемых
единым государственным планом развития. Разработка нефтяного
месторождения организована на промышленных началах, в масштабах
крупного производства, на основе социалистических производственных
отношений. Общие экономические условия нашего развития полностью
обеспечивают рациональное развитие отдельных предприятий, в том
числе и нефтяных промыслов, в полном соответствии и в интересах
всего народного хозяйства СССР, что является безусловным преимуще-
ством нашего социалистического способа общественного производства
перед всеми предшествующими способами.
В этом и заключаются главные экономические особенности разра-
ботки нефтяных месторождений в СССР.
На экономику разработки месторождения, как на часть добываю-
щей отрасли, большое влияние оказывают также природные факторы
(условия бурения, запасы нефти, физико-гидродинамические свойства
коллектора).
Экономика разработки нефтяного месторождения в значительной
степени предопределяется принятой с и с т е мо й разработки, т. е.
в первую очередь числом скважин и их размещением на структуре,
использованием в случае целесообразности законтурной закачки воды
или закачки рабочего агента в пласт между экешюатационными сква-
жинами и т. д.
Все эти факторы системы разработки играют выдающуюся роль
в определении экономической эффективности разработки.
Практика разработки показала, что в большинстве случаев основ-
ным фактором, о п р е д е л я ющи м уровень экономических показа-
28
Глава I
тел ей, остается р а з м е ще н и е с к в а жи н. Производительность
труда, как и другие показатели (добыча нефти, ее себестоимость и
т. д.), в ряде случаев искусственно понижалась в связи с применением
нерациональных систем разработки (неправильно рассчитанное коли-
чество скважин и их расположение, неправильная очередность ввода),
и в этом случае ни высокие скорости бурения, ни технически совершен-
ная эксплоатация скважин не могли уже существенно изменить поло-
жения вещей.
При самом поверхностном рассмотрении различных систем разра-
ботки месторождения ясно видны экономические последствия размеще-
ния скважин, С изменением числа скважин и порядка расположения
их на структуре меняются срок разработки и уровень текущей добычи
нефти (см. фиг. 2) —важнейший
экономический показатель разработ-
ки, к которому в конечном счете
сводится народнохозяйственное зна-
чение разработки данного место-
рождения, участвующего в выпол-
нении государственных планос раз-
вития народного хозяйства СССР.
Чем большими берутся расстоя-
ния между скважинами, тем меньше
понадобится скважин, чтобы разбу-
рить площадь месторождения, и
g тем меньше промысловых сооруже-
ний необходимо создать на тсррито-
Фиг. 2. Изменение дебита пласта и сро- рии залежи. Отсюда ясно, что ка-
ка его разработки в зависимости от ж д о й системе разработки соответ-
ствуют определенные затраты труда,
количества работающих скважин.
Qcp-средняя текущая добыча с залежи за к а к ж и в о г о ( н а строительство СКВа-
все время разработки; Т — срок разработки; v г ^
F п _ число скважин. ЖИН И ПрОЧИХ ПрОМЫСЛОВЫХ объвК-
тов и на их обслуживание во время
эксплоаташш месторождений), так и овеществленного (буровое и
эксплоатационное оборудование, металлические обсадные, эксплоата-
ционные и нефтепроводные трубы, лес, цемент и т. п.).
Эти затраты труда — живого (в данном производстве — на про-
мысле) и овеществленного (в предшествовавшем производстве, обслужи-
вающем нефтедобычу оборудованием и материалами), резко различаю-
щиеся по своей величине в зависимости от количества скважин на
промысле и расстояний между ними, своими размерами в целом харак-
теризуют т р у д о е мк о с т ь данной разработки.
Совершенно очевидно, что в условиях действия в социалистической
экономике преобразованного закона стоимости, используемого государ-
ственным планированием «для осуществления необходимых пропорций
в производстве и распределении общественного труда и продукта» [162],
для учета, соизмерения затрат труда при разработке нефтяных место-
рождений, наконец, для выбора систем разработки необходимо пользо-
ваться денежным выражением этих затрат (через издержки произ-
водства).
Затраты труда рабочих, участвующих непосредственно в процессе
разработки месторождения, имеют свои особенности и зависят не
только от количества скважин и расстояний между ними и прочих
объектов производства, но также и от срока их службы, т. е. от дли-
тельности разработки месторождений.
Прежде всего это относится к труду рабочих, занятых в добыче
Основные понятия и представления 29
нефти, затраты которого при неизменной технике и организации про-
изводства тем больше, чем медленнее и дольше продолжается разра-
ботка, что обычно связывается с уменьшением числа скважин в сетке
разработки.
Затраты же труда буровых рабочих, наоборот, в случае сокраще-
ния числа скважин в сетке уменьшаются, а при уплотнении сетки —
увеличиваются. Эти затраты овеществляются в большем или меньшем
количестве нефти получаемой из каждой скважины, в зависимости от
изменения расстояний между скважинами. Известно, что чем больше
расстояния между скважинами или, что то же самое, чем больше сво-
бодная площадь, приходящаяся на одну скважину, тем больше нефти
последняя даст за свою эксплоатационную жизнь.
Что касается затрат овеществленного прошлого труда, т. е. ис-
пользуемых на промыслах механизмов, машин и материалов, то точно
так же, в зависимости от того, используются они в капитальном строи-
тельстве или при эксшюатации месторождения, они по-разному отра-
жают влияние порядка размещения скважин.
Все эти обстоятельства вызывают необходимость исследования и
установления экономических закономерностей при различных системах
разработки.
Различные варианты разработки будут обнаруживать при их эко-
номическом анализе отличные друг от друга технико-экономические
показатели.
ГЛАВА II
АНАЛИЗ ТЕОРЕТИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ И ПРАКТИКИ
РАЗРАБОТКИ
§ I. ПЕРВЫЙ ЭТАП (1918—1928 гг.)
Вопросы рациональной разработки как нефтяных месторождений
в целом (в случае многопластовости их), так и отдельных горизонтов
уже свыше тридцати лет привлекают к себе самое пристальное внима-
ние и активно обсуждаются на страницах специальной печати. Повы-
шенный интерес к этим вопросам объясняется особым значением нефти
как с экономической точки зрения, так и с политической.
Условия разведки и разработки нефтяных месторождений, т. е.
месторождений жидкого полезного ископаемого, резко отличны от
условий разведки и эксплоатации месторождений твердых полезных
ископаемых — угля, различных руд и т. п. Поэтому вопросы о том,
каким способом и при каких условиях возможно обеспечение наиболь-
шего коэфициента извлечения нефти из нефтесодержащих пластов, при-
том в кратчайший срок и при наименьших затратах, подвергаются
постоянному обсуждению.
Историю развития теории разработки нефтяных месторождений
можно подразделить на ряд последовательных этапов, отразивших как
особенности и требования господствовавшего в тот или иной период
времени способа производства, так и достигнутый на определенном
отрезке времени уровень знания природы залежей и явлений, происхо-
дящих в пластах в процессе их эксплоатации.
Первый этап берет начало с появления в 1894 г. работы русского
геолога А. Коншина [38], который для исчисления остаточной добычи
нефти Балахано-Сабунчино-Раманинского месторождения вывел кривую
постоянного процентного падения, предусматривавшую для скважин,
находящихся в зксплоатации, естественное ежегодное понижение добычи
на 10%.
В США подобные же кривые постоянного процентного падения
были предложены Р. Арнольдом и Р. Андерсоном лишь в 1908 г. при-
менительно к калифорнийским нефтяным месторождениям.
Дальнейшим развитием метода кривых падения добычи занялся
в 1912—1918 гг. Реква, предложивший в качестве способа оценки запа-
сов нефтяных месторождений пользование средними кривыми процент-
ного падения в качестве первоначальных видов кривых производитель-
ности.
Анализ теоретических исследований и практики разработки 31
Затем, в период 1918—1924 гг., появляются работы С. Чарноцкого
и других исследователей в СССР [66], К. Била, Дж. Льюиса, В. Котлера
в США [70, 71, 73, 80, 84]. В этих работах обсуждается влияние рас-
стояния между скважинами (степень уплотнения сетки) на производи-
тельность разрабатываемых горизонтов и самих скважин.
С, И. Чарноцкий [66] развил метод кривых производительности
скважин путем определения целесообразных пределов уплотнения сква-
жин. Он предложил рассчитывать начальные дебиты скважин в зависи-
мости от с р е д н е й с т е п е н и у п л о т н е н и я сетки скважин. Сущ-
ность предложения — принцип построения кривых уплотнения — заклю-
чается в том, что под первой средней степенью уплотнения подразуме-
вается такое уплотнение, когда на каждую вошедшую в эксплоатацию
на данный горизонт скважину приходится 10 га, под второй средней
степенью уплотнения — когда на каждые две скважины приходится
10 га, и т. п. На основании этих данных строят кривые уплотнения,
которые экстраполируют за пределы последней фактической степени
уплотнения для определения будущих начальных дебитов при последую-
щих степенях уплотнения.
Анализ кривых уплотнения, связывающих начальные дебиты сква-
жин со средней степенью уплотнения, показывает, что в этих кривых
1) не учитывается такой весьма важный фактор при разработке нефте-
носных горизонтов, как время, в течение которого достигается та или
иная степень уплотнения, и 2) не принимается во внимание тот факт,
что величина начального дебита скважины определяется не средней сте-
пенью уплотнения, а расстоянием скважин друг от друга, т. е. уплотне-
нием площади, приходящейся на каждую данную скважину в момент
вступления ее в эксплоатацию, и временем, протекшим от вступления
в эксплоатацию соседних скважин до вступления в эксплоатацию дан-
ной скважины на этой же площади.
Упомянутая выше работа В. Котлера [80, а также 81], посвящен-
ная проблеме определения подземных запасов нефти по кривым произ-
водительности скважин, оказала большое влияние на труды последую-
щих исследователей. Речь идет о попытке Котлера вывести правило
для определения влияния уплотнения на производительность скважин.
Он исходил из тех соображений, что для одних и тех же нефтеносных
горизонтов существует примерно одно и то же отношение между коли-
чествами извлеченной из одной скважины нефти при разной степени
уплотнения сетки (независимо от начальной годовой производительно-
сти) и между соответствующими количествами извлеченной нефти на
единицу площади. Иначе говоря, процент потери добычи на одну сква-
жину, а также процент увеличения добычи на единицу площади
с уплотнением сетки будет один и тот же.
Затем, принимая во внимание, что количество всей добываемой
нефти из скважин одинаковой начальной производительности, дающих
нефть из одного и того же пласта, но при разных степенях уплотнения,
изменяется приблизительно пропорционально квадратным корням из
величин поверхностей площадей, дренированных этими скважинами,
Котлер возвел это положение в правило: «Количество всей нефти,
извлеченной из скважин одинаковой начальной производительности,
эксплоатирующих один и тот же пласт при одинаковых условиях, про-
порционально средним расстояниям, которые нефть проходит для посту-
пления к забою скважины».
По мнению Котлера, высказанные положения позволяют сделать
вывод, что с увеличением количества скважин, независимо от их на-
чальной производительности, средняя суммарная добыча на одну сква-
32 Глава II
жину понижается, в то время как добыча на единицу площади возра-
стает.
Так трактовалась проблема определения расстояний между сква-
жинами в 1924 г.
Указанные работы имели весьма ограниченное значение для прак-
тики разработки нефтяных месторождений в капиталистических усло-
виях. В самом деле, разобщение месторождений на многочисленные
мелкие частновладельческие участки, конкуренция, рыночная конъ-
юнктура и т. п. вызывают в конечном счете хаотичное размещение сква-
жин. Выбор степени уплотнения в капиталистической промысловой прак-
тике диктовался стремлением извлечь максимальную прибыль со своего
участка в ущерб соседним нефтеносным площадям. Понятно поэтому,
что в условиях экономических кризисов в капиталистических странах
число бурящихся скважин на площадях резко сокращали, расстояния
между ними увеличивали, в периоды же лихорадочных, но кратковре-
менных экономических подъемов сетки скважин уплотняли.
Иначе обстоит дело в СССР, где установление плановых принципов
ведения хозяйства на основе социалистической собственности полно-
стью устранило все противоречия предшествующего капиталистического
способа производства, тормозящие развитие научной мысли вообще и
внедрение передовых методов разработки в промысловую практику,
в частности.
В ноябре 1925 г. в Москве происходило всесоюзное совещание по
вопросам охраны и рационального использования нефтяных залежей.
Среди заслушанных на совещании докладов обращает на себя внима-
ние доклад М. В. Абрамовича о принципах рациональной разработки
нефтеносных площадей [21].
М. В. Абрамович отмечает, что со времени национализации нефтя-
ной промышленности в области нормализации разработки нефтяных
месторождений достигнуты определенные успехи, к числу которых сле-
дует отнести введение норм уплотнения скважин, переход от разра-
ботки случайных отдельных пластов на определенные, систематически
выбранные, использование целых горизонтов. Однако к выработке опре-
деленной обоснованной теории разработки нефтяных залежей еще не
подошли вплотную.
Ценность работы М. В. Абрамовича заключается не в рассмотре-
нии вопросов разработки нефтяных месторождений в целом и даже не
в выводах по этой части, — в этом отношении ясности еще нет. Важно
то, что им впервые был поставлен вопрос о рациональной системе раз-
работки нефтяного пласта-резервуара как отдельного эксшюатацион-
ного объекта. Возникновение и постановка подобных вопросов в такой
конкретной форме возможны только у нас, в Союзе ССР, где опреде-
ляющим, ведущим началом развития социалистического хозяйства явля-
ется плановое начало.
В отношении порядка заложения и бурения скважин на один и тот
же горизонт М. В. Абрамович предлагает следующую классификацию
систем разработки:
а) с п л о шн у ю систему, когда горизонт разбуривается приблизи-
тельно одновременно сразу по всей его площади;
б) с г у ща ющу юс я систему разработки, когда на горизонт сна-
чала бурится перЕая серия равномерно размещенных скважин по всей
его площади, а затем производится заполнение сетки последующими
сериями промежуточных скважин;
в) п о л з у щ у ю систему разработки, когда бурение скважин про-
изводится последовательно параллельными рядами, причем расстоянием
Анализ теоретических исследований и практики разработки 33
между скважинами задаются наименьшим из допускаемого при приня-
той степени уплотнения.
Последняя система в свою очередь может быть подразделена на:
а) п о л з у щу ю по п р о с т и р а н и ю — в том случае, когда
ряды скважин последовательно закладываются вкрест простирания
слоев;
б) п о л з у щу ю в низ по п а д е н и ю — в том случае, когда
ряды скважин располагаются по простиранию и последовательно закла-
дываются вниз по падению слоев;
в) п о л з у щу ю в в е р х по в о с с т а н и ю, когда ряды сква-
жин, расположенные также по простиранию, последовательно закла-
дываются вверх по восстанию слоев.
Из приведенных выше систем разработки отдельных горизонтов
М. В. Абрамович считает теоретически наиболее рациональной сплош-
ную. Однако, признавая применение сплошной разработки нефтеносных
горизонтов в большинстве случаев практически неосуществимым,
М. В. Абрамович, в стремлении максимального приближения к ней, все
же считает, что ползущая система является максимально приближаю-
щейся к сплошной системе разработки и потому наиболее отвечающей
представлению о рациональности. При ползущей системе разработки
скважины бурят непрерывно параллельными рядами по треугольной
сетке с соблюдением наименьшего допустимого между ними расстоя-
ния, причем скважины каждого нового ряда с одной стороны примы-
кают к совершенно не затронутой разработкой площади нефтеносного
горизонта.
М. В. Абрамович указывает, что чем меньше уплотнение, тем
больше будет начальная, а следовательно, и суммарная добыча на одну
скважину и тем меньше себестоимость нефти, но зато меньше и сум-
марная добыча на всю площадь залежи. «При возрастании уплотнения
суммарная добыча из каждой скважины будет падать, а добыча со
всей залежи возрастать до известного предела; можно допустить такую
степень уплотнения, при которой суммарная добыча со всей залежи
уже не будет расти фактически вследствие очень медленного выделе-
ния нефти». Практически рациональное решение этих вопросов, по мне-
нию М. В. Абрамовича, зависит прежде всего от себестоимости нефти,
т, е. от экономического фактора.
К 1927—1928 гг. относится ряд работ В, В. Билибина [25, 26],
посвященных вопросам определения будущей производительности сква-
жин в связи с плотностью их размещения. Этим исследователем впер-
вые были применены для подсчета подземных запасов нефти и анализа
разработки нефтеносных горизонтов методы математической статистики.
Упоминавшиеся выше кривые производительности скважин, равно
как и всякие другие подобного характера кривые, отнюдь не обладают
точностью кривых математического анализа; они не выражают точной
функциональной зависимости между величинами, связанными этими
кривыми, и по своей природе являются статистическими кривыми, вы-
ражающими неточную связь. Игнорирование этого обстоятельства ведет
к фетишизации построенных кривых. В первый период развития метода
кривых существовало именно такое отношение к кривым производитель-
ности скважин; показания кривых, как бы они ни были построены и из
какого бы геолого-статистического материала они ни выводились, счи-
тались точными математическими показаниями, и даже не поднимался
вопрос о пределах точности показаний этих кривых.
Применение в построении кривых методов математической стати-
стики поставило метод построения кривых, характеризующих произво-
34 Глава II
дительность нефтяных скважин, на более твердую почву, лишило кри-
вые не свойственной им математической точности и вместе с тем дало
возможность оценивать предел точности их применения, как и всяких
других статистических кривых.
В. В. Билибиным была разработана и предложена методика постро-
ения кривых двух видов: «расстояния — времени» и «вероятных кри-
вых производительности по степеням уплотнения».
Кривые «расстояния — времени» выявляют зависимость между ве-
личиной начального дебита, с одной стороны, и размером площади, при-
ходящейся на скважину в момент вступления ее в эксшюатацию, а
также временем ввода в эксплоатацию скважины на данную площадь*
с другой стороны.
«Вероятные кривые производительности по степеням уплотнения»
выявляют зависимость темпа падения дебита скважин от величины
текущего дебита и от степени уплотнения, существующей для скважин
во время получения этого дебита.
В отношении указанных кривых обоих видов необходимо отметить»
что теория математической статистики, основанная на теории вероятно-
стей, учит, что чем больше группа данных, по которой вычисляется
средняя, тем меньше возможные отклонения. Следовательно, степень
точности кривых зависит от числа данных, по которым они построены.
Поэтому-то при небольшом числе скважин, проведенных на данный
горизонт и вошедших в корреляционную таблицу, построенная по этой
таблице кривая будет обладать весьма небольшой точностью.
Вычисления для отдельных скважин вероятных начальных дебитов
по кривым «расстояния—времени» будут иметь весьма большую воз-
можную ошибку. Поэтому прогноз вероятного дебита каждой отдель-
ной скважины заведомо обречен на большие отклонения от фактически
получаемого, и такой прогноз можно делать с достаточной степенью
вероятности лишь как средний для группы скважин. Кроме того перед
построением кривой необходимо провести анализ всех занесенных в кор-
реляционную таблицу данных для исключения тех из них, которые на
основе геологических соображений не находятся в идентичных усло-
виях с другими скважинами. Такое исключение, конечно, ограничивает
область применения рассматриваемых кривых.
В отношении кривых производительности по степеням уплотнения
к тому же надо добавить, что тщательность подбора фактического
материала особенно важна для критической оценки коэфициеита паде-
ния, который должен отражать падение пластового давления (или темп
обводнения скважин), а не ненормальные или технически несовершен-
ные прошлые условия эксплоатации.
Все это сокращает возможности применения кривых В. В. Били-
бина. Для разрешения задач разработки нефтяных месторождений этот
метод мало пригоден, так как требует для своего построения много-
численных исходных фактических данных и отображает процесс разра-
ботки той системы, которая уже осуществляется. Для пластов же
с напорными режимами этот метод вообще непригоден, поскольку он
рассматривает пласты, работающие в основном на режиме растворен-
ного газа.
В 1928 г. из печати вышла работа М. Ф. Мирчинка [49], посвящен-
ная методам оценки нефтяных залежей на примере анализа разработки
и эксплоатации свиты V пласта Биби-Эйбатского месторождения.
В этой работе обобщены накопившиеся к тому времени знания в обла-
сти разработки нефтеносных горизонтов и на основе фактического
материала, собранного по свите V пласта Биби-Эйбата, критически
Анализ теоретических исследований и практики разработки 35
освещено состояние проблемы. Наряду с рассмотрением естественных,
природных факторов производительности в нефтяных залежах разбира-
ются вопросы темпа разработки, времени вступления в эксплоатацию
скважин и отдельных участков и плотности расположения скважин.
Эти вопросы объединены в разделе под названием искусственных, т. е.
зависимых от деятельности человека, факторов производительности.
На основании рассмотрения условий прошлой эксплоатации автор
делает вывод о необходимости проведения в короткий срок возможно
большего количества скважин на данный пласт.
По М. Ф. Мирчинку время вступления в эксплоатацию отдельных
скважин и целых участков является одним из важнейших факторов
производительности нефтяной залежи. Он указывает на то, что чем
больший промежуток времени разделяет начало эксплоатации одного
участка от другого или одной скважины от другой, тем большие потери
наблюдаются в добыче нефти. Естественно, отмечает автор, что время
вступления в эксплоатацию тех или иных скважин или участков явля-
ется фактором, обусловленным темпом разработки месторождения.
Плотность расположения скважин также является одним из решаю-
щих факторов производительности нефтяных залежей. Решение этого
вопроса зависит, помимо физико-геологических, еще и от экономических
условий.
В связи с отсутствием глубоких теоретических исследований про-
блемы многие авторы защищали самые различные точки зрения.
Особенный разнобой во взглядах наблюдался, как отмечает автор,
в США. Так, Г. У. Тестер, С. X. Тестер и Е. Б. Бару (1924 г.) являлись
сторонниками возможно наибольшего уплотнения сетки скважин [78].
Имея в виду, что при эксплоатации запасы газа истощаются быстрее
запасов нефти, эти авторы усматривают возможность максимального
использования газа, во-первых, в рациональном его расходовании и,
во-вторых, в густоте размещения скважин для равномерного его по-
требления.
Другой исследователь С. Брокуинер (1924 г.) на прртмере разра-
ботки месторождения Ойл-Спрингс в штате Онтарио (Канада) показы-
вает важность определения критического числа скважин [74]. Кривая
добычи имела тенденцию к повышению до определенной точки, за
которой началось неуклонное понижение. Даже форсированное бурение
не дало положительных результатов. Число скважин было увеличено
до 11 000; почти 3000 скважин, по* мнению Брокуинера, оказались из-
лишней затратой капитала.
Наконец, в одной из статей журнала «Petroleum Age» (февраль
1924 г.) была высказана мысль о невыгодности слишком плотного рас-
положения скважин [88]. Там же было указано на то, что на ряде неф-
теносных площадей Мидконтинента на каждом участке площадью
16,2 га обычно бурят 9 и больше скважин. Между тем для добычи
такого же количества нефти, отмечается в статье, вполне достаточно
четырех скважин.
После разбора этих материалов М. Ф. Мирчинк, не предрешая
выбора той или иной точки зрения, приводит фактические данные из
прошлой разработки и эксплоатации свиты V пласта Биби-Эйбата. Эти
данные дают возможность высказать положение, что с увеличением
количества скважин, независимо от начальной производительности,
средняя суммарная добыча на скважину понижается, в то время как
в б о л ь ши н с т в е с л у ч а е в добыча на единицу площади оказы-
вается увеличенной.
Тем самым М. Ф. Мирчинк в то время присоединился к «правилу»
36 Глава II
В. Котлера, правда, с некоторой поправкой на то, что возрастание
добычи на единицу площади с увеличением степени уплотнения сетки
скважин наблюдается не во всех, а в большинстве случаев. Следует
также иметь в виду, что рассматриваемая автором свита V пласта
Биби-Эйбата являет собою пример нефтеносного горизонта с ярко выра-
женным режимом растворенного газа.
Так был закончен первый этап развития знаний в области разра-
ботки нефтяных месторождений. Для капиталистических условий он
означал преимущественно узкое рассмотрение проблемы плотности
сетки скважин в рамках площади отдельных участков, направленное на
повышение прибыльности частновладельческого предприятия. В социа-
листических условиях развития, даже на этой ранней стадии, уже под-
нимаются вопросы установления систем разработки, очередности и
порядка разбуривания месторождения как единого объекта.
За истекшее время определились некоторые закономерности взаим-
ной зависимости суммарной и текущей производительности скважин, их
начальных дебитов, темпа разработки и степени уплотнения нефтенос-
ного горизонта скважинами. Были предложены и разработаны методы
построения различных кривых, характеризующих производительность
скважин и нефтяных залежей в целом. В качестве теоретического поло-
жения, характеризующего зависимость суммарной добычи нефти на
единицу площади от степени уплотнения скважин, доминировало «пра-
вило» Котлера о понижении средней суммарной добычи на одну сква-
жину с увеличением количества скважин независимо от их начальной
производительности при одновременном возрастании добычи на единицу
площади.
§ 2. ВТОРОЙ ЭТАП (1929—1938 гг.)
Начало второго этапа относится к 1929—1930 гг., когда в развитии
научных принципов разработки нефтяных месторождений определились
два основных, связанных между собою момента; первый, весьма знаме-
нательный, — появление учения о режимах нефтяных залежей (пластов)
и второй — дальнейшее исследование проблемы размещения скважин на
отдельном месторождении, рассматриваемом как единое целое.
Выдающееся значение имели работы комиссии акад. И. М. Губ-
кина по вопросам разработки Ново-Грозненского района, проведенные
в апреле—мае 1930 г. [47]. Авторы этих работ дали новые, далеко опе-
редившие своих современников представления о разработке нефтяных
месторождений.
Комиссия акад. И. М. Губкина считала, что решающими факто-
рами при выборе системы разработки фонтанных пластов Ново-Гроз-
ненского района являются:
а) наличие в них пластовых вод высокого напора,
б) незначительность запасов газа,
в) нахождение газа в пласте в растворенном состоянии.
Поэтому при выборе системы разработки необходимо предусмот-
реть меры борьбы с конусами обводнения и использовать те громадные
преимущества, которые дают гидравлический режим и отсутствие
газовой шапки.
Исходя из этих предпосылок, комиссия акад. И. М. Губкина пред-
ложила разрабатывать Ново-Грозненское месторождение рядами сква-
жин с расстоянием между рядами для ХШ, XVI, XXI и XXII пластов
в 150 м, а между скважинами одного и того же ряда—400 м. На
своде в конечной стадии разработки расстояния между скважинами
рекомендуются в 200 м (конечное уплотнение). Предложено было
Анализ теоретических исследований и практики разработки 37
закладывать скважины в шахматном порядке. «При проведении системы
в жизнь, — указывает комиссия, — как при заложении рядов скважин,
так и при заложении скважин одного ряда должен соблюдаться прин-
цип сгущающейся разработки с тем, чтобы, если эксплоатация пока-
жет это возможным, увеличить эти расстояния и тем уменьшить число
скважин» [47, стр. 90]. В цитируемой работе комиссии акад. И. М. Губ-
кина [47] приводится обширный исследовательский материал, пред-
ставляющий большой интерес с точки зрения развития теории и прак-
тики разработки.
Попытку классифицировать режимы нефтяных пластов делали
С. Герольд [150, 151] и С. Юрен [101, 102].
Герольд полагает, что все многообразие физических явлений и
процессов, происходящих в недрах нефтяных залежей, может быть
выражено несколькими математическими уравнениями, определяющими
зависимость функций скорости (темпа добычи), объема (накопленной
добычи или объема нефти, подлежащей извлечению) и силы давления
(давления в закрытом пространстве). Известные соотношения указан-
ных первичных функций определяют наличие того или иного режима
нефтяного пласта. По классификации Герольда предусматривается
существование трех режимов: гидравлического, волюметрического и
капиллярного [150]. По Герольду для характеристики того или иного
режима важны отношения между давлением и объемом, скоростью
(темпом добычи) и давлением.
Герольд считает, что благодаря поразительному контрасту между
этими отношениями по различным резервуарам (пластам) можно клас-
сифицировать все резервуары по данным экешюатации скважин. Он
считает, что все существующие в нефтеносных горизонтах режимы
безусловно должны отвечать по соотношению своих первичных функ-
ций или гидравлическому, или волюметрическому, или капиллярному
режиму. Такая постановка вопроса приводит Герольда к неизбежному
механистическому выводу о невозможности одновременного сосуще-
ствования в одном и том же резервуаре (пласте) двух режимов.
Однако вскоре Герольду пришлось частично отказаться от перво-
начальной позидии. Учтя серьезную критику своих положений о режи-
мах нефтяных пластов при обсуждении сделанного им доклада
в СССР на первом съезде ВНИТО нефтяников в 1933 г., Герольд при-
знал возможность перехода одного режима в другой в определенный
момент производительной жизни резервуаров. Ему пришлось даже для
ряда резервуаров, обладающих достаточным напором краевых вод,
признать существование в начальном периоде разработки и эксплоа-
тации «газового» периода.
Изложенные взгляды Герольда на режимы нефтеносных горизон-
тов (пластов-резервуаров) не могут быть признаны правильными.
Рассматривая вопрос об источниках энергии в резервуарах,
Герольд считает, что для пластов с гидравлическим и волюметриче-
ским режимами вода, поступающая в земные слои с поверхности,
является единственным источником энергии. Для пластов с капилляр-
ным режимом, наоборот, «газ является единственным источником энер-
гии, проталкивающей жидкость к забою скважины. Можно предполагать,
что он первоначально приобрел свою энергию, будучи сжат водой.
Если это верно, то передача энергии произошла в геологические
эпохи, современные накоплению жидкости в залежи. Последующие эро-
зии и тектонические сдвиги освободили газ от веса столба воды, затем
газ расширился и «закрыл себя и жидкость» в резервуаре, образовав
чередующиеся шарики и пузырьки, необходимые для существования
38 Глава II
такого режима». Следовательно, с того времени как газ «закрыл себя
и жидкость» в поровых пространствах коллектора, в пласте наступили
условия статического равновесия.
Герольд считает, что с геологической точки зрения может быть
признана следующая классификация природных резервуаров: «Нефтя-
ные и газовые резервуары в послемеловых пористых породах подвер-
жены гидравлическому или волюметрическому режиму, а в домеловых
породах — капиллярному режиму. В меловых породах наблюдаются
все режимы». Такая классификация зависит от литологии пористых
пород. Более древние породы уплотнены, более сцементированы,
нежели молодые породы. «Древние породы менее часто простираются
вверх на такие большие высоты в горах, за пределами продуктивных
площадей. Более молодые породы, подверженные тектоническим под-
нятиям, повидимому, не имели достаточного времени для достижения
той же степени эрозии, что и древние породы».
«Геологическая» классификация С. Герольда, относящая все резер-
вуары-пласты в домеловых породах к категории подчиненных капил-
лярному режиму и в послемеловых, т. е. третичных и четвертичных,—
подчиненных гидравлическому или волюметрическому режимам, совер-
шенно произвольна и не соответствует действительности. Подавляющее
большинство крупных нефтяных залежей, подчиненных палеозойским
отложениям, обладает водонапорным режимом, в то время как мно-
гие залежи в третичных отложениях Бакинского района характеризу-
ются газовым (капиллярным) режимом. Больше того, имеет место и
такое явление, когда в многопластовом месторождении типа нефтяных
залежей Бакинского района и даже в Туймазинском отдельные резер-
вуары-пласты характеризуются газовым, а другие — водонапорным
режимами.
Механистическое подразделение всех нефтяных пластов-резервуа-
ров на две категории: 1) резервуары, подчиненные капиллярному режи-
му, и 2) резервуары, подчиненные водонапорному (гидравлическому или
волюметрическому), привело Герольда к рассмотрению нефтяной
залежи-пласта, как когда-то, в далекие геологические эпохи создан-
ного и законченного объекта с определенным режимом. По существу,
Герольд полностью отрицает фактор искусственного воздействия (чело-
веком) на такой объект-пласт, руководство человека разработкой пла-
ста и процессом извлечения нефти при рациональном и минимальном
расходе пластовой энергии. По его мнению, пласт, имеющий капил-
лярный режим, будет работать только в условиях этого режима, неза-
висимо от того, какие будут приняты система и темп разработки,
каково будет число эксплоатирующихся скважин, каковы будут
забойные давления и отбор жидкости, В несколько иное положение
Герольд выделяет водонапорные режимы — гидравлический и волю-
метрический. При значительном отборе жидкости из резервуара-пласта,
сообщающегося с областью питания на поверхности, особенно прм
недостатке дождей, условия гидравлического режима могут смениться
условиями волюметрического. Наоборот, при выпадении обильных
дождей или ограничении отбора жидкости из пласта волюметрический
режим может перейти в гидравлический. Переход же одного из водо-
напорных режимов в капиллярный и обратно, по Герольду, невоз-
можен.
Отрицание возможности одновременного сосуществования дзух и
более режимов в одном и том же резервуаре-пласте вытекает из меха*
нистичности построений Герольда, который подразделяет все пласты-
резервуары на закрытые и открытые. Закрытые, не имеющие сообще-
Анализ теоретических исследований и практики разработки 39
ния с областью питания дождевой водой на поверхности, характери-
зуются капиллярным режимом. Открытые, постоянно получающие
пополнение напора краевых вод дождевыми водами с поверхности,
характеризуются гидравлическим или волю метрическим режимами.
Разница между гидравлическим и волюметрическим режимами сво-
дится к быстроте восстановления з пласте воды, т. е. к величине
напора краевых вод.
В действительности же известно много открытых пластов-резервуа-
ров, имеющих сообщение с земной поверхностью, но обладающих
газовым режимом и, наоборот не имеющих сообщения, «закрытых»,
обладающих водонапорным режимом.
Незнание и непонимание физико-геологических условий нефтяных
залежей привели Герольда к неправильной классификации режимов
нефтяных пластов.
Таковы отрицательные стороны предложенного Герольдом учения
о режимах. Однако теория Герольда оказала большое влияние на
представления геологов и работников нефтепромыслов о режимах
нефтяных пластов. Многими исследователями классификация режимов
Герольда также была воспринята без достаточной критики и потому
получила широкое распространение.
Одновременно с Герольдом другой американский исследователь
Л. С. Юрен изучал главным образом факторы производительности, как
естественные, природные, так и искусственные, вызванные деятель-
ностью человека. Юрен [101, 102] рассматривает соотношения физико-
геологических параметров нефтяных залежей, таких, как пористость,
дроницаемость, физические свойства флюидов, давление и температура
в пласте, работа газа и т. д., а также влияние каждого из этих пара-
метров в процессе разработки и эксплоатации залежей.
Поскольку характер дренирования нефтяных пластов или, точнее,
соотношение движущих сил и сил сопротивления в нефтяных пластах-
резервуарах, имеющих определенную физико-геологическую характе-
ристику, определяет в процессе разработки и эксплоатации режим дан-
ной нефтяной залежи, естественно рассматривать работы Юрена
в связи с учением о режимах.
Как уже было отмечено выше, в августе 1933 г. в Баку происхо-
дил I Всесоюзный съезд ВНИТО нефтяников. На этом съезде в докладе
акад. И. М. Губкина, Ф. Ф. Дунаева и Н. М. Николаевского Г301 был
дан анализ достигнутого уровня развития проблемы разработки
в СССР и США и определена важнейшая задача—организация
«проектирования количества буровых скважин на основе научно
обоснованного выбора расстояний между скважинами, что должно
обеспечить высокую эффективность вложений в добычу средств».
В докладе была отмечена недостаточность изучения «условий дре-
нажа и хода процесса эксплоатации в том виде, в котором он проте-
кает в недрах», в связи с расстояниями между скважинами. «Большая
доля вины» за это лежит на инженерах-промысловиках, которые зани-
маются «не эксплоатацией пласта и месторождений в целом, а эксплоа-
тацией нефтяных скважин как механических агрегатов, как изолиро-
ванных объектов производства» (стр. 23). Только в самое последнее
время, говорится в докладе, «все больше и больше выдвигаются ком-
плексные проблемы разработки месторождения и пластов».
Интересно отметить, что в этом же докладе было подчеркнуто
значение «аналитического изучения процессов эксплоатации», проводи-
мого учеными СССР (Лейбензон) и США (Герольд), которые, «изу-
чив истечение жидкости из пористой среды под давлением расширяю-
40 Глава II
щегося газа или краевой воды, дали ряд математических формул по
дренажу, размещению скважин и т. д.».
Наконец, доклад отметил необходимость экономических исследова-
ний проблемы разработки, так как «установление наиболее экономи-
чески эффективного расстояния между скважинами в соответствии
с проектируемой быстротой разработки и потребностями в увеличении
отдачи недр, капитальными вложениями и издержками производства
является важнейшей задачей при составлении плана разработки место-
рождений СССР».
Отсюда в качестве основной задачи в области экономики разра-
ботки на данном отрезке времени была выдвинута проблема «установ-
ления методологии определения сравнительной эффективности одной
системы разработки, одного проекта разбуривания, одних расстояний
между скважинами перед другими возможными вариантами».
На том же съезде в докладах грозненских геологов С. Н. Шань-
гина [67], Н. Карпенко [35], Т. А. Осениной [57] были обоснованы и
широко аргументированы условия гидравлического режима для мно-
гих нефтеносных горизонтов как Старо-Грозненского, так и Ново-
Грозненского месторождений. Еше раньше на решающую роль напора
краевых вод в процессе разработки и эксплоатации нефтеносных гори-
зонтов Старо-Грозненского и Ново-Грозненского месторождений указы-
вали в своих работах М. М. Чарыгин, II. Т. Линдтроп и др. В систе-
матизированном виде эти условия были изложены и обоснованы
в специальном докладе о режиме пластов Ново-Грозненского района
В. М. Николаевым [56].
В качестве исходной предпосылки при изучении режима нефтяного
пласта В. М. Николаев считает наиболее правильным и удобным рас-
сматривать пласт как известное пространство, в котором происходит
ряд физических явлений, взаимно влияющих друг на друга и при при-
нятой системе расположения экешюатируемых скважин и при извест-
ных условиях их эксплоатации создающих определенные условия про-
движения нефти к забоям скважин. Большое значение имеют такие
физико-геологические факторы, как структура, пористость, проницае-
мость, температура в пласте, пластовое давление, газовый фактор
и т. п. Совершенно обязательными являются измерение этих парамет-
ров и анализ получаемых данных в процессе разработки и эксплоа-
тации нефтеносного горизонта.
В первую очередь из перечисленных факторов В. М. Николаев
рассматривает пористость, мощность и площадь распространения неф-
тенасыщенности; эти параметры, по существу, определяют возможный
суммарный объем нефти в залежи. Уделяется внимание однородности
механического состава коллектора по всей площади распространения
пласта. Так, например, XI пласт Ново-Грозненского месторождения
имеет различную характеристику в отношении постоянства мощности и
пористости в восточной и западной частях структуры. В восточной
части параметры эти постоянны, нефтеотдача равномерна и выше,
нежели в западной части месторождения. Пористость и мощность XIII
и XVI пластов отличаются однородностью по всей площади (порис-
тость составляет 22—25 %, мощность XIII пласта — 45—55 м и XVI пла-
ста— 55—65 м)9 что способствует равномерности и высокой продук-
тивности указанных горизонтов. Иначе характеризуются XIX, XX, XXI
пласты; эти пласты, фонтанные в восточной части месторождения, ока-
зались объектом механизированной добычи в срединной части струк-
туры. Например, XX пласт, в восточной части мощностью 23 м, в ере-
Анализ теоретических исследований и практики разработки 41
динной части месторождения снижает ее до 3 м и содержит глинистые
прослои.
Указывая на то, что в Ново-Грозненском месторождении все пла-
сты имеют гидравлический режим, В. М. Николаев считает необходи-
мым внести поправку в схему Герольда, сводящуюся к тому, что еще
задолго до обводнения в скважинах постепенно снижаются как забой-
ные и пластовые давления, так и дебиты нефти.
Говоря о типах резервуаров с водонапорным режимом, В. М. Ни-
колаев в отличие от Герольда выдвигает следующие виды гидравли-
ческих систем: 1) открытого типа (подобного имеющейся в пластах
Ново-Грозненского месторождения) и 2) замкнутого (закрытого) типа.
Второй тип обусловливает существование волюметрического режима.
В отношении величины пластового давления указывается, что для
одного и того же пласта для скважин с одинаковой альтитудой устья
и одинаковыми глубинами первоначальные значения пластового давле-
ния одинаковы в отдельных частях месторождения, однако законо-
мерно уменьшаются с юго-восточного погружения структуры к северо-
западному.
Температура в пластах Ново-Грозненского месторождения очень
высока, причем существует определенная закономерность в изменениях
температур — в сторону уменьшения с юго-восточного повышения
структуры к северо-западу. Характерно, что и величины газового фак-
тора меняются в том же направлении, но с обратным знаком, т. е.
в юго-восточной части месторождения они ниже, чем в северо-запад-
ной. Например, для XIII пласта на юго-восточном погружении струк-
туры величина газового фактора в среднем составляет 8 мя/т, в северо-
западной части доходит до 37 м3/т; соответственно для XVI пласта —
6 м*/т и 25 мут.
Величины газового фактора настолько малы и столь незначительно
изменяются в процессе эксплоатации пластов, что можно твердо гово-
рить о том, что газ никакой роли в продвижении нефти к забоям сква-
жин не играет.
Очень интересные данные приводит В. М. Николаев о совпадении
сроков разработки XIII пласта со сроками истощения естественных
источников в Горячеводске. По мере разработки XIII пласта дебит
этих источников неуклонно падал. Сопоставление добычи в Ново-Гроз-
ненском месторождении с дебитом естественного истечения воды из
горячеводских источников показало, что общая суммарная добыча
системы (нефть и вода на промыслах и дебит источников) соответ-
ствует дебиту, который источники имели до начала разработки XIII
пласта.
В докладе, посвященном исследованию разработки залежи «С»
Апшеронского нефтяного месторождения на Кубани, М. А. Жданов
[32] приводит данные об изменяющемся во времени режиме этой
залежи. Он попытался построить кривые соотношений «скорость—дав-
ление». Будучи нанесенными на логарифмическую бумагу, эти кри-
вые показали, с некоторым приближением, для правой части залежи
отношение 3:2 и для левой части залежи 1 :2. Иначе говоря, если
следовать Герольду, в правой части залежи существует капиллярный,
а в левой — волюметрический режимы, что, кстати сказать, по тому же
Герольду, невозможно. Так или иначе, заключает М. А. Жданов, режим
правой и левой частей залежи «С» резко различен.
Так в первой половине сороковых годов текущего столетия про-
исходило развитие и обсуждение одной из важнейших и решающих
42 Глава II
"проблем для рациональной разработки нефтяных залежей — проблемы
режимов нефтяных пластов.
Вторым направлением в развитии теории разработки нефтяных
месторождений явилось изучение проблемы степени уплотнения сетки
скважин. Определялись две противоположные точки зрения: первая,
защищающая предельное уплотнение, т. е. малые расстояния между
скважинами, и вторая, противоположная, доказывающая необходи-
мость увеличения расстояний между скважинами.
Первая точка зрения отражает взгляды преемственных продолжа-
телей положений, сформулированных еще В. Котлером [80, 88]. При
этом, если В. Котлер, К. Бил [70, 71, 72, 73] и др. указывали на то,
что для решения вопроса о наименьших расстояниях между скважи-
нами необходимо учитывать физические условия нефтяных пластов
и условия их эксплоатации, то ряд позднейших исследователей стал на
позицию огульной защиты наибольшего уплотнения скважин вне зави-
симости от физико-геологических условий тех или иных нефтеносных
пластов.
В появившейся в 1932 г. в печати работе о влиянии расстояния
между скважинами на их дебит В. В. Билибин [27] свел этот вопрос
к составлению (по материалам прошлой эксплоатации) корреляцион-
ных таблиц зависимости между начальным дебитом скважин и пло-
щадью, приходящейся на скважину, и к построению на этой основе кри-
вых «расстояния—времени» и «вероятных кривых производительности
по степени уплотнения».
Хотя работы В. В. Билибина и представляют известный интерес
как первая попытка применить методы математической статистики
к большому промысловому материалу Бакинского района, но они дают
неверный анализ и ошибочные выводы о размещении скважин, опираю-
щиеся на порочные исходные методологические предпосылки и непо-
нимание основных физических законов движения жидкости и газа
в пористой среде.
При такой постановке вопроса не рассматриваются режим пла-
ста и его влияние на процесс эксплоатации пласта, на его нефтеот*
дачу, значение искусственного изменения режима и т. д. Кроме того
анализ прошлой эксшюатации отражает уровень техники и организа-
ции производства прошлых лет со всеми их особенностями. Все эти
порочные предпосылки наложили отпечаток на принципы систематиза-
ции, на группировку данных, на приемы и направление анализа, чем и
определились ошибочные выводы автора в вопросе о рациональных рас-
стояниях между скважинами.
Ограниченность положений В. В. Билибина вытекает из его невер-
ной общей позиции. Механистическая установка автора привела и к ме-
ханистическому восприятию в качестве постулата упоминавшегося
выше положения В. Котлера (о том, что с увеличением числа сква-
жин на имеющейся площади пласта увеличивается суммарная добыча
с этого пласта), причем к восприятию вне учета условий самого нефтя-
ного пласта.
Работа В. В. Билибина имела серьезные практические послед-
ствия. Ею были «подтверждены» системы разработки нефтеносных
горизонтов, рассчитанные на максимальное уплотнение скважин, осу-
ществлявшееся в то время во многих нефтеносных районах. В ряде
районов, как правило, были установлены для всех нефтеносных гори-
зонтов (независимо от их характеристики, режима, глубины залега-
ния и т. п.) расстояния между скважинами от 80 до 125 м и в каче-
стве исключения — до 150 м.
Анализ теоретических исследований и практики разработки 43
В те же годы в США ряд исследователей также пытается разрешить
проблему о расстояниях между скважинами. Из работ В. П. Газемана
(1929/30 г.), Р. Фелпса (1932 г.), Ф. Вууда (1932 г.) [75, 76, 77, 97] и др.
мы видим, что проблема расстояний между скважинами ставится в зави-
симость от физико-геологических условий нефтяного пласта.
Например, В. П. Газеман [76, 77] предлагает распределить все фак-
торы, в зависимости от которых находится решение вопроса о расстоя-
ниях, на две группы. Первая группа включает факторы, определяющие
характеристику пласта (пористость, строение песка, его цементация,
мощность) и условия залегания жидкости в нем (уд. вес нефти, качество
нефти, естественный газовый фактор, нефтенасыщенность и т. д.). Вторая
группа факторов охватывает методы контроля эксплоатации скважин,
глубину вскрытия мощности пласта и т. д., т. е. условия техники экс-
плоатации. Влияние всех этих факторов В. П. Газеман постарался отра-
зить в эмпирической формуле для установления расстояний между
скважинами.
Ф. Вууд [75] подчеркивает, что расстановка скважин зависит от ко-
личества добываемых нефти и газа, глубины скважины, мощности про-
дуктивного горизонта, температуры и давления на забое, средней пори-
стости и проницаемости пласта. Особое внимание уделяется фактору
пластового давления.
Еще более категорично и отчетливо ставит вопрос об изучении
режима нефтяных пластов в качестве предварительного условия для
разрешения проблемы о расстояниях между скважинами Р. Фелпс [97].
Перечисленные исследователи вслед за Билом, Котлером и Льюи-
сом наряду с признанием в качестве одного из решающих факторов при
определении расстояний между скважинами экономического фактора
подчеркивают и заостряют необходимость учета при этом физико-геоло-
гических условий нефтяного пласта и условий техники эксплоатация.
Ф. Вууд [75] приводит доводы, подкрепляющие тенденцию увеличе-
ния применявшихся расстояний между скважинами.
Эту идею более подробно и обоснованно развивает в 1935 г.
М. Г. Чаней [98], утверждающий необходимость диференцированного
подхода при решении вопросов о расстояниях между скважинами в за-
висимости от физико-геологических условий нефтяных пластов, тщатель-
ного изучения и использования всех технических возможностей эксплоа-
тации и такого же тщательного изучения экономической стороны дела.
В итоге М. Г. Чаней приходит к заключению, что применяемые обычно
расстояния между скважинами чрезмерно малы, что в подавляющем
большинстве случаев они нуждаются в увеличении.
Очевидно, по этой причине обстоятельная и своевременная работа
М. Г. Чанея встретила резко отрицательное отношение сторонников
всяческого уплотнения сетки скважин.
Переход на разработку глубоко залегающих нефтяных пластов об-
острил вопрос выбора рациональных расстояний между скважинами.
Более глубокое изучение физико-геологических условий резервуаров, их
режимов заставило также обратить самое серьезное внимание на этот
вопрос, особенно для пластов с водонапорным режимом. Все чаще и в
большем количестве в специальной литературе стали появляться обосно-
ванные для многих случаев предложения об увеличении расстояний ме-
жду скважинами-
Характерно, что С. Н. Шаньгин [67] в упомянутом выше докладе на
I Всесоюзном съезде ВНИТО нефтяников вполне определенно и обосно-
ванно сделал вывод о том, что для рациональной разработки XIII пласта
Ново-Грозненского месторождения, обладающего водонапорным режи-
44 Глава II
мом, было бы достаточно наличие всего 25 правильно расставленных сква-
жин вместо 64, фактически бывших в эксплоатации. По XVI (тоже вы-
сокопродуктивному) пласту подобный же расчет показал, что было бы
достаточно вместе с оконтуривающими скважинами пробурить всего 47
скважин вместо фактически пробуренных 124. С. Н. Шаньгин указывает
на то, что скважины, вступившие в эксплоатацию с XIII и XVI пластов
с 1930 г. по старой треугольной сетке и при расстояниях между ними
173 му в редких случаях повышали добычу и притом на крайне непро-
должительный срок, измеряемый днями. Чаще всего в лучшем случае
они лишь стабилизировали текущую продукцию пластов или даже вовсе
не оказывали на нее ВЛИЯНИЯ. Мало того, начиная с 1929 г., в фонтан-
ных скважинах стало наблюдаться падение пластового давления и сни-
жение дебитов. Причину такого явления С. Н. Шаньгин объясняет чрез-
мерным текущим отбором жидкости (нефти и воды), количество которой
превышает пропускную способность пористых пластов, проводящих воду
от источника питания к разрабатываемой нефтяной залежи.
На бурение эксплоатирующихся скважин XIII и XVI пластов, раз-
ведку и излишнее бурение затрачено более 200 000 м проходки; при ра-
циональном размещении скважин для правильного использования гидрав-
лического режима достаточно было пробурить всего 84 000 м.
Следует подчеркнуть, что под рациональным размещением скважин
С. Н. Шаньгин понимал необходимость отказа от обычной для того вре-
мени геометрической треугольной сетки и расположения скважин на
своде структуры, вдоль ее оси, что соответствует предложению комис-
сии акад. И. М. Губкина [30].
Однако весьма разумные выводы С. Н. Шаньгина о разработке неф-
тяных пластов, подобных XIII и XVI, не были учтены в практике разра-
ботки других горизонтов даже на том же Ново-Грозненском месторо-
ждении. Так, залегающий ниже и высокопродуктивный XX пласт раз
рабатывался по той же треугольной сетке при расстоянии между
скважинами 173 м. Это расстояние было принято, как указывает
Н. Карпенко [35], по аналогии с разработкой XVI пласта, для которого
в свою очередь расстояние между скважинами было установлено по
аналогии с разработкой XIII пласта-
В 1934—1938 гг. в американской специальной нефтяной литературе
количество работ по размещению скважин и вообще по разработке неф-
тяных месторождений становится весьма значительным. Помимо упоми-
навшейся выше работы Чанея появляются работы на такие темы, как
«Разреженная сетка увеличивает конечную добычу» Дж. Р. Сюмэн [93]
(1934), «Размещение добычи и темп добычи — важнейшие факторы ко-
нечной суммарной добычи» С. Ф. Шоу [99] (1935) и т. д.
Во всех этих работах отмечается явная тенденция к разрежению
сеток скважин при разработке нефтяных залежей. При разбуривании
нефтеносных горизонтов с высокой производительностью, высоким пла-
стовым давлением и залегающих на глубинах порядка 1500—3000 м
предлагается принимать расстояния между скважинами в среднем
300—400 м.
В нефтяной промышленности СССР вопрос об определении расстоя-
ний между скважинами приобрел особую остроту в 1936—1938 гг. и в
первую очередь при разработке глубоко залегающего промышленно бо-
гатого подкирмакинского горизонта (ПК) продуктивной толщи в ряде
нефтяных месторождений Апшеронского полуострова (Ленинский район,
Сураханы, Кара-Чухур, Кала, Биби-Эйбат). Практиковавшаяся система
всяческого сгущения сетки скважин, механический перенос тех же ма-
лых расстояний между ними (125—150 м) с верхних, неглубоких пластов
Анализ теоретических исследований и практики разработки 45
на ПК привели к противоречию с возможностями рациональной эксплоа-
тации как этого горизонта в целом, так и отдельных скважин. Те же
вопросы возникли в связи с вступлением в разработку и эксплоатацию
целого ряда нефтяных месторождений Второго Баку, расположенных в
восточной половине Русской платформы, физико-геологические условия
которых значительно отличаются от таковых для месторождений Кав-
казской нефтеносной провинции. С самого начала при разработке этих но-
вых месторождений (Сызрань, Яблоновый Овраг, Туймазы, Краснокамск)
были применены расстояния между скважинами в 250 м по треугольной
сетке. Такое увеличение расстояний вопреки существовавшей практике,
весьма возможно, объясняется еще тем, что начиналась разработка неф-
тяных месторождений в совершенно новых районах; элементы рутины,
сложившиеся в силу многолетней и в то же время неправильной тради-
ции в разработке ряда месторождений Баку, Грозного и других старых
районов, как и в многочисленных районах США в те годы, не довлели
над геологической мыслью при разведке и эксплоатации новых районов
СССР.
Новые достижения нефтяной геологической науки в области изуче-
ния режимов нефтеносных горизонтов и в связи с этим в области раз-
работки нефтяных месторождений все же оказали некоторое влияние и
на разработку глубоко залегающего и высокопродуктивного подкирма-
кинского горизонта (ПК) на месторождениях Апшеронского полуострова.
В 1937—1938 гг. в Сураханах по инициативе В. П. Ключева сначала на
юго-восточном, затем на северо-восточном полях расстояния между сква-
жинами были увеличены на первом до 180 м, а на втором поле скважи-
ны размещали на расстояниях вниз по падению слоев — 220 ж и по про-
стиранию — на 440 м* Возросли до 200 м также расстояния между сква-
жинами при разработке ПК и калинской свиты в Старом Кала и ПК на
восточном крыле на Биби-Эйбате.
Так закончился второй этап развития наших знаний в области раз-
работки нефтяных месторождений. Он знаменуется углубленным изуче-
нием факторов производительности нефтяных залежей и скважин,
появлением и совершенствованием учения о режимах нефтеносных гори-
зонтов, настойчивыми и обоснованными призывами к разрешению про-
блемы о расстояниях между скважинами на основе комплексного иссле-
дования факторов физико-геологического, технического и экономиче-
ского характера и, наконец, постановкой вопроса о необходимости при
разработке нефтяных пластов с водонапорным режимом отказа от гео-
метрического расположения скважин по треугольной сетке и перехода
на размещение их рядами в зависимости от формы структуры и самой
залежи.
§ 3. ТРЕТИЙ ЭТАП (1939—1947 гг.).
Конец тридцатых и начало сороковых годов текущего столетия сов-
падают с началом внедрения в теорию разработки нефтяных залежей
основ подземной гидродинамики.
Внедрение в теорию разработки основ подземной гидродинамики
следует признать весьма знаменательным, поскольку у нас наряду с та-
ким оружием, как анализ геолого-промыслового материала и технико-
экономических условий, появились теоретические работы, освещающие
природу процессов, происходящих в недрах при движении жидкости
(воды, нефти и газа) через пористую среду вмещающих коллекторов.
В ходе комплексного разрешения вопросов разработки нефтяных зале-
жей выявился новый и весьма действенный фактор.
46 Глава II
Речь идет в первую очередь о работах акад. Л. С. Лейбензона [119,
120, 121], В. Н. Щелкачева [140, 141, 142, 143], М. Маскета [154, 155,
156], R Викова [148, 149], X. Ботсета [149], В. П. Яковлева [145, 146,
147] и др.
Выше мы рассматривали эти работы с точки зрения развития под-
земной гидродинамики, здесь остановимся на них с позиций теории и
практики разработки.
/. США
Работа М. Маскета, опубликованная в 1937 г. [154], оказала влия-
ние на развитие взглядов на нефтяную залежь как определенную гид-
родинамическую систему. По существу, она тесно связана с проблемой
размещения скважин и расстояниями между ними при разработке неф-
тяных пластов.
В статье о принципах размещения скважин Маскет говорит, что
«в единообразном резервуаре одна единственная скважина могла бы
полностью дренировать весь данный резервуар при условии предоставле-
ния ей достаточного количества времени» [155]. Однако экономическая
фаза разработки, связанная с экономически рентабельным минимумом
добычи нефти из скважины, не позволяет довести разработку до полного
истощения резервуара, так как извлечение нефти за все время суще-
ствования резервуара будет итти крайне медленными темпами.
Автор далее отмечает, что «имеются безусловные указания на то,,
что физическая суммарная добыча не стоит в зависимости от количества
скважин, работающих для общего дренирования участка...»
Учитывая введение предельных минимальных норм дебитов из от-
дельных скважин, автор построил кривые соотношения количества сква-
жин и суммарной добычи при разных значениях безразмерного времени,
которое оказалось «прямо пропорционально жидкостной фазе, длине
системы и минимальному темпу извлечения жидкости и обратно про-
порционально проницаемости песка».
Исходя из кривых, Маскет вывел заключение, что и для проницае-
мого песчаного слоя «частое размещение скважин не дает увеличения
общего количества продукции».
В работе, посвященной определению факторов, влияющих на работу
пласта [156], Маскет дает обзор факторов, которые необходимо изу-
чать в процессе разработки, чтобы вести ее наиболее эффективно.
Прежде всего следует определить запасы нефти по объемному (статиче-
скому) или динамическому методу. По анализу керна должны быть
определены пористость, первоначальное водо- и нефтенасыщение и коэ-
фициент отдачи (путем прокачки через керн воды или газа). Необходимо
также учитывать изменение объема жидкости вследствие потери раство-
ренного газа и снижения давления.
По пластовому давлению, проницаемости керна и соотношению фаз
в пласте можно предсказать ожидаемый дебит нефти в скважинах.
После бурения первых скважин необходимо проведение замеров началь-
ного пластового давления и давления насыщения нефти газом. Такие
данные являются отправными для динамического метода подсчета за-
пасов и оценки газовой энергии пласта. Сравнение фактического газо-
вого фактора с количеством растворенного в пласте газа позволяет оце-
нить эффективность и правильность отбора нефти из скважин при раз-
работке. В процессе эксплоатации нефтяной залежи необходимо произ-
водить регулярные измерения пластового давления и газового фактора.
Эти измерения позволяют выяснить роль того или иного фактора в ре-
жиме пласта.
Анализ теоретических исследований и практики разработки 47
Построение карт изобар позволяет выявлять зоны истощения и
зоны, являющиеся источником энергии, а также характер общей про-
пускной способности пласта.
Наблюдения за динамикой газового фактора при наличии в пласте
свободного газа в виде газовой шапки позволяют прослеживать продви-
жение контуров расширяющейся газовой шапки.
М. Маскет высказывает мысль о необходимости с первой же стадии
разработки и эксшюатации нефтяной залежи поддерживать пластовое
давление путем закачки газа в головную часть пласта. В случае одно-
временного давления краевых вод снизу и равномерной пористости и
проницаемости такой процесс поддержания давления в залежи может
дать наибольший эффект.
Р. Виков [148] разбирает факторы, обусловливающие характер ра~
боты нефтяных пластов. Он делит их на две группы: 1) на не контроли-
руемые человеком (проницаемость, особенно при многослойных песчаных
горизонтах, соотношение насыщения коллектора нефтью, водой и газом
и пр.); 2) контролируемые человеком, к которым относятся параметры
скважины (диаметр, положение забоя и др.) и режим пласта. В работе
Р. Викова следует подчеркнуть его вывод о том, что в нефтяном пласте
существует общая миграция жидкостей и никакого конечного радиуса
дренажа нет. Отсюда плотность размещения скважин не имеет того
значения, какое ей отводилось ранее. Однако плотность, большая или
меньшая оптимальной, ведет к уменьшению экономически выгодной
производительности скважин.
Значительный интерес представляет опубликованная в 1943 г. работа
Баклея и Крейза [69] о принципах рациональной эксплоатации нефтяных
месторождений. Эти исследователи подразделяют существующие режимы
нефтяных пластов на три типа: 1) безнапорный (с растворенным в нефти
газом); 2) газонапорный (с газовой шапкой) и 3) водонапорный. Прове-
дение каждого из этих режимов иллюстрируется нижеследующей таб-
лицей:
Тип режима
Пластовое давление
Газовый фактор
Добыча воды
Поведение скважин
Нефтеотдача, %
I тип
Падает
Растет до максиму-
ма, затем падает
Нет или мало
Нужны насосы в
ранний период
10—40
II тип
Падает медленно
Растет в присводо-
вых скважинах
Нет или мало
Фонтанируют
30-80
III тип
Остается высоким
Низкий во всех сква-
жинах
Значительна, посте-
пенно увеличива-
ется
Фонтанируют до
сильного обводне-
ния
60—SO
Баклей и Крейз отмечают, что в течение последних 10—15 лет
установилась точка зрения, что мерилом рациональной эксплоатации
нефтяной залежи должна служить не добыча по каждой скважине, а сум-
марная добыча пласта. В связи с этим проблема размещения скважин
должна решаться для каждой залежи в отдельности.
При напорных режимах (режимах вытеснения) важно иметь возмож-
ность осуществлять контроль за продвижением газа или воды. Однако
общей формулы размещения скважин дать нельзя. Суммарная добыча не
зависит от числа скважин, но целиком зависит от полноты замещения
нефти продвигающейся водой (и газом).
48 Глава II
Практически обычно скважин бурят больше, чем надо; при при-
меняемых сетках расположения скважин суммарная добыча не зависит
от их числа.
При безнапорном режиме (режиме истощения) большое количество
скважин ускоряет истощение, но не увеличивает суммарную добычу.
В залежах любого (в отношении режима) типа при рациональном
ведении работ замедление темпов разбуривания площади до максималь-
ного уплотнения не является причиной уменьшения добычи. Поэтому
авторы считают целесообразным начинать разработку широкой сеткой
скважин с последующим ее уплотнением.
Эти работы в США не находят, естественно, массового
применения в практике разработки месторождений, отразившей
все антагонистические противоречия капиталистического производ-
ства. Наука применяется в капиталистической промышленности
лишь в тех случаях, когда она повышает прибыли отдельных пред-
приятий и особенно когда она укрепляет позиции монополистических
компаний. Так, с этой целью в 1939 г. в США были созданы специаль-
ные комитеты по разработке и экешюатации нефтяных месторождений,
в задачу которых входили изучение влияния методов эксплоатации,
темпов добычи и размещения скважин на суммарную добычу нефти из
пластов и установление общего времени эксплоатации, проходящего до
наступления истощения запасов нефти. Данные, получавшиеся на про-
мыслах при различном расположении скважин, сопоставлялись с суще-
ствующими теориями и выводами исследовательских лабораторий.
Опубликованные в 1944—1946 гг. в печати США данные по иссле-
дуемой проблеме подтверждают многие результаты исследований, про-
веденных в Московском нефтяном институте им. акад. И. М. Губкина
в 1940—1944 гг. Так, например, комитет по размещению скважин уста-
новил, что при обоих вытесняющих режимах (гидравлическом и режиме
газовой шапки)1 нет никакой зависимости между конечной нефтеотда-
чей, числом и расстояниями между скважинами. Поэтому количество
скважин должно определяться условиями обеспечения надлежащего
контроля за продвижением контуров воды или газа во избежание про-
рывов газа и образования конусов воды.
Разработка нефтяного пласта равномерно распределенными скважи-
нами, по мнению комитета, ошибочна, так как для эксплоатации различ-
ных частей пласта может потребоваться разное количество скважин.
Так, при режиме газовой шапки следует бурить больше скважин в по-
ниженных частях. Наоборот, при гидравлическом (водонапорном) режиме
рекомендуется размещать скважины вдали от контуров воды. При этом
для возможно более действенного регулирования продвижения контуров
рационально располагать скважины по простиранию пластов и реже —
по падению. На большинстве нефтяных залежей США, отмечает коми-
тет, скважины размещены на более близком расстоянии, чем это нужно
с экономической точки зрения2.
Следует признать неправильным мнение комитета о том, что вообще
с точки зрения взаимного расположения скважин при вытесняющих ре-
жимах (гидравлическом и режиме газовой шапки) нет никакой зависи-
мости между нефтеотдачей и размещением скважин. При этих режимах
особое значение имеют рациональное размещение скважин на струк-
туре и очередность их ввода в эксплоатацию, предотвращающие потери
нефти в целиках из-за языков обводнения.
1 По терминологии комитета.
2 В данном случае речь идет, конечно, о позициях буржуазной экономики.
Анализ теоретических исследований и практики разработки 49
Поэтому совершенно неправилен также вывод комитета и о том,
что проблема размещения скважин относится к числу чисто экономиче-
ских, — проблема остается комплексной. Выбор же рационального раз-
мещения является экономической задачей, учитывающей одновременно
и все физико-геологические особенности разработки месторождения.
В 1942 г. специальный комитет по установлению стандартной мето-
дики разработки месторождений и принципов размещения скважин опуб-
ликовал итоговый отчет о своей работе. Из этого отчета следует, что
в большинстве природных резервуаров может существовать одновремен-
но несколько режимов в различной комбинации, с преобладанием одного
из них.
К такому же заключению пришел еще в 1939 г. в СССР М. Ф. Мир-
чинк, изложив эту точку зрения в своей работе о режиме нефтяных пла-
стов [50].
В трех статьях, относящихся к 1943 г., посвященных обзору различ-
ных взглядов в развитии науки о разработке нефтяных залежей, проф.
Л. С. Юрон [104], исследовав ряд важных вопросов, приходит к выво-
дам, многие из которых в свете современных исследований и представ-
лений вызывают недоумение.
Выводы Юрена сводятся к следующим положениям.
1. При увеличении расстояний между скважинами достигаются уве-
личение добычи нефти на скважину, снижение стоимости нефти и увели-
чение прибыли на капиталовложения.
2. На участках с одинаковыми условиями добыча на единицу пло-
щади увеличивается при более плотной сетке скважин.
3. При разработке нефтяных залежей с гидравлическим режимом,
обладающих неистощимой энергией, скважины должны размещаться
реже, чем при газовом режиме, при котором энергия лимитирована.
4. Скважины могут дренировать широкую площадь однородных
высокопроницаемых пластов; если же в пластах существуют литологи-
ческие и стратиграфические неправильности, ограничивающие свободный
поток жидкости, то оправдывается более плотное размещение скважин.
5. При разработке и эксплоатации нефтяных залежей одной компа-
нией или когда возможна тесная кооперация между предпринимателями,
скважины можно размещать реже. Более эффективный контроль за энер-
гией пласта, возможный при этих условиях, позволяет обеспечить такую
же добычу и, возможно, большую, чем при уплотненной сетке конкури-
рующих предпринимателей.
6. Остается нерешенным вопрос о том, может ли быть добыто
столько же нефти из залежей с чисто газовым режимом небольшим ко-
личеством скважин, как и большим, но при соблюдении максимального
контроля над расходованием пластовой энергии.
7. При разработке залежей с чисто гидравлическим режимом плот-
ность сетки скважин определяется желаемой величиной текущей добычи
и экономическими соображениями.
8. Нефтепромышленники, заинтересованные больше в получении
максимальной прибыли из их текущей деятельности, чем в максимальной
добыче нефти, должны решать вопрос скорее в зависимости от эконо-
мических соображений, нежели от геолого-физических характеристик.
9. Сетка скважин при разработке каждой данной нефтяной залежи
должна выбираться таким образом, чтобы были удовлетворены требо-
вания как первичных, так и вторичных методов эксплоатации или чтобы
был обеспечен экономически рентабельный срок разработки.
10. Универсальной формулы для определения расстояний между
скважинами в настоящее время нет, и можно утверждать, что ее вообще
50 Глава II
нельзя выработать, так как расстояние между скважинами зависит от
слишком большого количества переменных физического и экономиче-
ского характера, величину которых к тому же иногда невозможно опре-
делить заранее.
Надо прямо сказать, что выступление Юрена с рассмотренным обзо-
ром работ в области развития теории разработки нефтяных залежей,
несомненно, представляет собою шаг назад по сравнению с пози-
циями других американских исследователей (Маскета, Викова, Баклея,
Крейза). Пункты 2, 3 и 6 неверны с современной точки зрения; пункты
i, 5, 7, 8 и 9 направлены на обеспечение интересов частновладельче-
ских предприятий, не считающихся подчас с правильной технологией
добычи нефти (особенно п. 8).
Юрен явно поддерживает теорию всемерного уплотнения скважин.
Не случайно он пишет, что «на участках с одинаковыми условиями до-
быча на единицу площади выше при более плотной сетке скважин»
(п. 2). Это может иметь место при миграции нефти по пласту от редко
разбуренных участков к часто разбуренным. Он рекомендует форсиро-
вать «подсос», не считаясь с последствиями для всего месторождения
как единого целого (п. 8).
Такое утверждение показывает, что перед нами типичный пример
подчинения буржуазного ученого, ранее высказывавшего прогрессивные
взгляды, интересам капитализма. Только так следует расценить его
положение о том, что нефтепромышленники должны решать вопрос
о системе разработки с точки зрения максимальной прибыли, а не
в интересах рациональной технологии разработки. Подобное заключе-
ние является, по сути дела, призывом к бессистемной и хищнической
эксплоатации нефтяных месторождений,
В области научного решения задач системы разработки, в первую
очередь определения количества скважин, порядка их размещения на
месторождении и т. п., в США сделано пока немного. Там не про-
водились исследования в области приложения основ подземной' гидро-
динамики к теории разработки, подобные исследованиям, проводимым
в СССР. Насколько это можно было установить по литературным
источникам, в США также не разрабатывается комплексная методика,
проектирования разработки нефтяных месторождений силами промыс-
ловой геологии, подземной гидродинамики и экономики.
Проведенный Н. М. Николаевским в 1945—1946 гг. [175] анализ
экономических исследований рассматриваемой проблемы в США пока-
зал, что эти исследования носят явно буржуазно-апологетическую на-
правленность. Методика этих работ совершенно не разработана и сильно
отстает от разработки технической стороны вопроса.
В США не проведены исследования промысловой экономики (остаю-
щейся «тайной» частного производства) в связи с факторами размеще-
ния скважин и отсутствует методика экономического проектирования
разработки отдельных нефтяных месторождений и выбора порядка раз-
мещения скважин.
В этом отношении работы советских ученых, так же как и по гидро-
динамическому методу проектирования разработки нефтяных месторо-
ждений, являются новаторскими.
В чем же кроются причины ограниченности большинства американ-
ских исследований проблемы разработки нефтяных залежей (расстояния
между скважинами и их размещение)?
Причины состоят в том, что в этих работах неизбежно отражаются
особенности и требования капиталистической системы хозяйства и
Анализ теоретических исследований и практики разработки 51
в первую очередь частная собственность на средства производства, оже-
сточенный антагонизм предпринимателей, попытки государственного
регулирования добычи нефти в интересах крупных монополий до войны
и во время войны, использование этого «регулирования» монополиями
для получения военных сверхприбылей, конкуренция между монопо-
лиями, крупными и мелкими собственниками как на рынке, так и при
совместной разработке нефтяных залежей, разобщенных на отдельные
участки, и т. п. Все экономические работы подчинены интересам част-
ных предприятий, их борьбе между собою и прежде всего направлены
на обслуживание крупных нефтяных монополий.
Поэтому, анализируя американскую специальную литературу, необ-
ходимо строго отграничивать понимание «ненужных» (на языке эконо-
мистов США) скважин — с точки зрения противоречий капиталистиче-
ского производства — от «ненужных» — в технологическом смысле
слова, как не дающих эффекта в увеличении добычи нефти и в более
экономном расходовании материальных средств на промыслах.
С точки зрения практики размещения скважин в США в истории
разработки нефтяных залежей могут быть выделены три этапа:
— первый этап (до 1938 г.), характеризуемый хаотическим пере
уплотнением сеток скважин на всех промыслах США; скважины
расставляются с целью получения максимальной прибыли в условиях
данной рыночной конъюнктуры; их размещение на границах участков
имеет целью «отсосать» нефть с соседних участков;
— второй этап (1938—1942 гг.), характеризуемый увеличением рас-
стояний между скважинами на многих промыслах в условиях резкого
перепроизводства нефти; тяжелый экономический кризис порождает
попытки регулирования размещения скважин, не дающие желаемого
результата;
— третий этап (1942—1945 гг.), характеризуемый уплотнением сеток
скважин на некоторых месторождениях в ряде районов в условиях воз-
росшей потребности в нефти в период военного времени; попытки
регулирования также не меняют существенно размещения скважин на
промыслах и терпят неудачу там, где они выходят за рамки содействия
нефтяным монополиям в получении военных сверх прибылей.
Вполне понятно, что между указанными этапами в отношении раз-
мещения скважин нет четких граней, так как на многих месторождениях
можно найти бесчисленные примеры применения одновременно и плот-
ных и редких сеток скважин, однако общую тенденцию все же устано-
вить можно.
Особенности капиталистического развития, в первую очередь част-
ная собственность, конкуренция и кризисы, получили глубокое отраже-
ние в практике разработки нефтяных залежей США и резко сказались
на размещении скважин и установлении расстояний между ними.
2- СССР
У нас в СССР вопросы разработки нефтяных залежей, особенно
вопросы размещения скважин, начали приобретать повсеместно особую
остроту в связи с переходом на эксплоатацию глубоко залегающих,
промышленно богатых нефтеносных горизонтов в основном нефтедобы-
вающем — Бакинском — районе, а также в связи с вступлением в раз-
работку месторождений новой нефтеносной провинции — Второго Баку,
физико-геологические условия которой отличны от кавказских залежей.
В конце тридцатых годов текущего столетия появляется большое
количество работ, связанных с вопросами размещения скважин и опре-
52 Глава II
деления расстояний между ними. В большинстве из них анализируются
геолого-промысловые данные и на этой основе даются заключения.
В других делаются первые попытки теоретической разработки вопроса.
Следует отметить немногочисленность работ, в которых излагаются ре-
зультаты экспериментальных лабораторных исследований.
Попыткой дать обобщающую сводку развития взглядов на разме-
щение скважин при разработке нефтяных залежей является опублико-
ванная в 1939 г. работа М. Ф. Мирчинка о расстояниях между скважи-
нами [51].
Разрешение проблемы о расстояниях между скважинами М. Ф. Мир-
чинком мыслится путем комплексного анализа и изучения физико-
геологических, технических и экономических условий нефтяных за-
лежей?.
Рассматривая условия работы пласта при газовом и водонапорном
режимах, М. Ф. Мирчинк считает, что для наилучшего использования
энергии при первом режиме скважины следует ставить чаще при
условии одновременности их ввода в эксплоатацию. При водонапорном
режиме возможна более широкая расстановка скважин.
Пластовое давление, как известно, является функцией глубины за-
легания пласта. При выборе расстояний между скважинами этот фактор
указывает на неправильность одинакового подхода к пластам, залегаю-
щим на небольших или, наоборот, на больших глубинах, поскольку пла-
стовые давления будут резко различными. Поэтому при разработке глу-
боко залегающих нефтяных пластов, при прочих равных условиях, рас-
стояния между скважинами следует принимать соответственно боль-
шими, чем при разработке пластов с меньшим давлением, залегающих
на меньших глубинах. Подобный же вопрос может встать и в отношении
одного и того же нефтяного пласта, гипсометрические отметки которого
резко отличаются друг от друга.
Сказанное о пластовом давлении — важном факторе при выборе
расстояний между скважинами — правильно при условии тщательного
контроля за расходованием пластовой энергии. Последнее может быть
достигнуто регулированием отбора нефти из скважин.
Велико также значение структурного (тектонического) фактора. Сле-
дует различать полого- и крутопадающие пласты. Известны нефтяные
пласты, залегающие круто (при углах падения 50—70°), и почти горизон-
тально лежащие пласты. Очевидно, что при разработке крутопадающих
пластов скважины следует располагать на расстояниях, более близких
по направлению падения, нежели по простиранию.
При разработке пологопадающих пластов возможно сохранение
треугольной системы расположения скважин.
Работа М. Ф. Мирчинка, своевременная на описываемом этапе
развития познаний в области нефтепромысловой геологии, исходит из
дрнменения геометрической треугольной системы размещения сква-
жин. Исключением является только указание на необходимость изме-
нения треугольной системы при разработке крутопадающих нефтяных
пластов. Таким образом, несмотря на недостаточную проработку
вопроса о системах разработки нефтяных пластов с водонапорным
режимом, при которых в свете современных познаний более рациональ-
ным является размещение скважин рядами, основное исходное поло-
жение о необходимости комплексного решения задачи было пра-
вильным.
В 1940 г. бригадой геологов во главе с В. П. Ключевым был про-
изведен анализ разработки богатого промышленного подкирмакинского
Анализ теоретических исследований и практики разработки 53
нефтеносного горизонта продуктивной толщи на наиболее крупных неф-
тяных месторождениях Апшеронского полуострова (Ленинский район,
Сураханы, Кара-Чухур, Кала, Биби-Эйбат). Практически этот горизонт
разрабатывался при тех же «стандартных», единых для всех нефте-
носных пластов, расстояниях в 125—150 м. Только в конце разработки
в Сураханах, на Кара-Чухуре и Биби-Эйбате перешли на расстояния
175—180 м. Все эти залежи нефти в подкирмакинском горизонте
начали разрабатывать почти одновременно (в 1934—1936 гг). при близ-
ких величинах глубины скважин (от 2000 до 2700 м) и примерно оди-
наковой высоте начальной их производительности.
Разработка подкирмакинского горизонта на перечисленных место-
рождениях показала:
а) резкое снижение динамических уровней вскоре же после вступ-
ления скважин в эксилоатацию, обусловленное резким падением пла-
стового давления (под угрозу была поставлена возможность продолже-
ния эксшюатации скважин современными методами);
б) что количество дающих нефть скважин на 1/1 1940 г. составляло
от 40 до 50% проведенных и вступивших в эксплоатацию скважин;
в) что выход скважин из эксплоатации (сломы колонн над филь-
трами, прихваты труб, пробкообразования и т. п.) обусловливается не
только специфическими особенностями нефтедобывающей промышлен-
ности, допускающими сравнительно высокий процент сооружений (в дан-
ном случае скважин), находящихся в планово-предупредительном или
капитальном ремонте, но и причинами, связанными с недостатками при-
нятых систем разработки: переуплотнение скважин, создание чрезмер-
ных депрессий на пласт;
г) трудность освоения последующих вступающих в эксплоатацию
скважин; этот фактор, имеющий место и при разработке других пла-
СТОЙ, главным образом в случае запоздания ввода в эксплоатацию
последующих скважин, особенно резко проявился при разработке под-
кирмакинского горизонта вследствие чрезмерного переуплотнения
скважин и их большой интерференции;
д) очень малую эффективность капитальных затоат вследствие
недопустимо малой продолжительности жизни скважин (из 727 сква-
жин на 1/1 1940 г. в эксплоатации находилась всего 331 скважина,
или 45,9%).
Анализ разработки подкирмакинского горизонта в перечисленных
месторождениях показывает, что между скважинами применялись слиш-
ком малые расстояния. Исходя из соотношения простойного фонда
к действующему, а также затруднений техники освоения и эксплоатации
скважин, следует сделать вывод, что нефтеносные горизонты, по физи-
ко-геологической характеристике и производительности подобные под-
кирмакинскому, при глубинах скважин свыше 2000 м следует разра-
батывать с расстояниями между скважинами не менее 300 м.
К подобному же выводу о необходимости увеличения расстояний
между скважинами при разработке подкирмакинского горизонта пришла
другая бригада, занимавшаяся анализом освоения скважин этого гори-
зонта в тресте Лениннефть (Баку). Выводы опубликованы в 1940 г.
в работе А. Г. Андреева [23].
В обстоятельной работе (того же периода) В. П. Ключева [36],
посвященной истории разработки Сураханского месторождения и его
ближайшим перспективам, в части, затрагивающей разработку подкир-
макинского горизонта, говорится, во-первых, о необходимости подраз-
деления этого мощного горизонта (80—90 м) на отдельные объекты
54 Глава II
разработки и, во-вторых, о необходимости увеличения расстояний
между скважинами.
В 1939 г. вступило в эксшюатацию нефтяное месторождение Чах-
нагляр на Апшеронском полуострове. Здесь впервые в Бакинском
районе пришлось столкнуться с разработкой нефтяной залежи страти-
графического типа, выклинивающейся в северо-западном направлении.
Глубины скважин основного подкирмакинского горизонта колеблются
в пределах от 1175 м для верхнего ряда скважин до 1500 м для сква-
жин нижнего ряда, ближайшего к контуру нефтеносности. Нефтяная
залежь имела отчетливо выраженный водонапорный режим, в то время
как скважины верхнего ряда работали при режиме растворенного
газа. Происходило это потому, что приток нефти к забоям таких скза-
жин был затруднен перехватом напора и значительного количества
нефти вторым и третьим рядами скважин. Поэтому фонтанирование
скважин, расположенных в повышенной зоне пласта, было обусловлено
работой бурно расширяющегося газа,
М. Ф. Мирчинк [52], занимавшийся в 1940 г. вопросами разра-
ботки Чахнагляра, считает, что подобный режим работы скважин
верхнего ряда с точки зрения сохранения пластовой энергии не может
быть признай нормальным, а эксплоатация таких скважин — рациональ-
ной. «Учитывая, что залежь в подкирмакинской свите (ПК) Чахнаг-
ляра имеет водонапорный режим и сама по себе имеет форму удлинен-
ной в общем направлении СВ-ЮВ полосы шириной до 900 м, примене-
ние обычной системы разработки, предусматривающей расположение
скважин по треугольной сетке, было бы неправильным и могло бы при-
вести только к проведению значительного количества лишних скважин.
Залежь нефти, подобную чахнаглярской, следует разрабатывать
одним-двумн, в крайнем случае тремя продольными рядами скважин,
заданными на расстоянии 200 м друг от. друга. Во избежание дега-
зации пласта и нерациональной зксплоатации скважин с высоким газо-
вым фактором в верхней части залежи должна быть оставлена свобод-
ная полоса шириной 250—300 м. Также и в нижней части залежи от
нижнего ряда скважин должна быть оставлена нетронутой полоса
шириной 300—350 м до контура нефтеносности во избежание быстрого
обводнения крайних скважин наступающими контурными водами.
Ввиду того, что мощность свиты ПК в насыщенной нефтью части
достигает 45—50 ж и в разрезе свиты намечается выделение до трех
отдельных песчаных пачек, скважины в отдельных рядах следует про-
водить на различные объекты в установленном порядке очередности».
Предположение это было сделано тогда, когда на Чахнагляре
эксплоатировалось всего 12 скважин. Следует подчеркнуть в данном
случае постановку вопроса о необходимости отказа от обычной «стан-
дартной» треугольной сетки и перехода на размещение скважин
рядами, что совпало с предложением В, Яковлева, обоснованным им
гидродинамически в том же году [147].
Произведенный П. И. Никитиным в 1941 г. [55] анализ разработки
Чахнагляра подтвердил целесообразность разрежения сетки. Было уста-
новлено, что режим залежи в основном — водонапорный, с очень мед-
ленно падающим пластовым давлением и наличием зоны (в повышен-
ной части залежи), в пределах которой скважины работают в условиях
газового режима; однако эта зона имеет подчиненное значение. Темп
прироста суммарной добычи пласта в единицу времени резко умень-
шается с уменьшением свободной площади, приходящейся в среднем
на одну скважину. По мнению автора, рациональным пределом уплот-
нения скважин для подкирмакинского горизонта в Чахнагляре при уело-
Анализ теоретических исследований и практики разработки 55
аии размещения скважин по треугольной сетке следует принять 8—9 га
на скважину, что составляет расстояние между ними 320—340 м вме-
сто применявшихся 200 м.
И. Ф. Корнеенков в опубликованной в 1939 г. работе [39] предла-
гает при разработке нефтяных залежей сохранять пластовые давления,
т. е. применять методы поддержания давления.
В 1940 г. [40] в результате изучения некоторых месторождений
СССР им же был поставлен вопрос об изменении методики размеще-
ния скважин с целью сокращения бурения лишних скважин.
И. Ф. Корнеенков сделал даже подсчет, что на бурение таких «лиш-
них» скважин только за 1939 г. было затрачено 350—400 млн. руб.
Этот подсчет, хотя он и сильно завышен, все же обращает внимание
на важность затронутой проблемы. К сожалению, названный исследо-
ватель не объясняет, каким методом им рассчитана эта цифра.
Для характеристики дискуссии по вопросу о расстояниях между
скважинами и их размещении следует остановиться на истории разра-
ботки Краснокамского нефтяного месторождения в Молотовском При-
камье.
Объектом разработки является так называемая свита А, страти-
графически располагающаяся в низах среднего и в самых верхах ниж-
него карбона. Разработка производилась по треугольной сетке с рас-
стоянием между скважинами 250 м. В начале 1939 г. в Краснокамске
состоялось специальное совещание для обсуждения вопросов, связан-
ных с разработкой.
На этом совещании определились весьма большие расхождения.
В частности, Нефтяной геолого-разведочный институт в лице
В. Я. Аерова предлагал уплотнить сетку скважин до 125 м,
а И. Ф. Корнеенков, наоборот, защищал точку зрения о рациональ-
ности разработки свиты А кольцевыми рядами, расположенными
параллельно изогипсам поверхности пласта, с расстояниями между
скважинами 500 м и между рядами — 400 м. В. Я- Авров исходил из
концепции газового режима залежи и из неверных механистических
положений В. В. Билибина, нами уже ранее рассмотренных. И. Ф. Кор-
неенков базировался на представлении о существовании в свите А
водонапорного режима. На совещании предложение бригады НГРИ
(В. Я. Аврова) было категорически отвергнуто, оставлена в силе
прежняя система разработки, но тресту Прикамнефть было предло-
жено в опытном порядке пробурить несколько скважин с удвоенным
расстоянием между ними.
Характерно, что в следующем, 1940 г., другая бригада Нефтяного
геолого-разведочного института, работавшая под руководством
G. Ш. Михалевича при консультации Н. Т. Линдтропа, пришла к со-
вершенно иным выводам, нежели бригада В. Я. Аврова. Анализируя
карту изобар, бригада пришла к заключению о взаимовлиянии между
скважинами при расстоянии 250 м, начинающемся на второй и третий
годы их эксплоатации. Такое же явление было установлено на основе
карты условных площадей извлеченной нефти, на которой во многих
случаях эти площади (на 1/Х 1940 г.) перекрываются или близко под-
ходят друг к другу. Расчет площадей дренирования, произведенный по
расходу газа на количество добытой нефти, показал, что расстояния
между скважинами в 250 м недостаточны и могут быть увеличены.
Ввиду отсутствия данных, по которым можно было бы математически
доказать целесообразность выбора той или иной величины рзсстоятш
между скважинами, бригада остановилась на решении удвоения пло-
щади, приходящейся на одну скважину, а именно на 10,6 га, что еоот-
56 Глава II
ветствует расстоянию 350 м. При сетке 350 м скважины должны всту-
пать в эксплоатацию с пластовым давлением на 3 ат больше, чем прл
сетке 250 м, за счет чего добыча первого года каждой скважины воз-
растает на 350—400 т. Суммарная добыча каждой скважины возра-
стет с 18 000 до 33 320 т. Увеличение расстояния между скважинами
ускорит темп разбуривания и освоения залежи, что очень важно. Что
же касается возможной потери в суммарной добыче на единицу пло-
щади, то таковая может быть компенсирована применением вторич-
ных методов (закачка газа).
Опыт проводки и эксплоатации скважин по разреженной сетке на
свиту А (при расстоянии 430 м)ь произведенный в 1940 г., дал поло-
жительные результаты, и в конце 1941 г. было окончательна решено
перейти на менее уплотненную сетку разработки.
Подробный анализ разработки песчаных пластов угленосной овиты
Сызранского нефтяного месторождения приводится в работе 1941 г.
В, Г. Васильева, Л, П. Задова и С. Н. Шаньгина [29]. В этой работе
обоснованно доказывается наличие в разрабатываемой залежи условий
водонапорного режима и разбирается поведение пласта в процессе
эксплоатации пласта при размещении скважин по треугольной сетке
с расстояниями между скважинами 250 м.
В 1941—1943 гг. эмбенской экспедицией Всесоюзного нефтяного
исследовательского института была подвергнута детальному ана-
лизу разработка нефтяных месторождений Эмбенской нефтеносной
провинции. Работа велась под руководством С. Н. Шаньгина [68].
В отчете экспедиции говорится, что для подавляющего большин-
ства эксплоатационных горизонтов всех промыслов уплотнение сетки
скзажин составляет 1 га на скважину по треугольной сетке. «Подоб-
ное стандартное размещение скважин не может быть признано рацио-
нальным, так как оно должно отвечать наличию на всех промыслах
одного только режима — газокапиллярного, с весьма ограниченным
радиусом действия. Такая расстановка скважин для горизонтов с водо-
напорным режимом, при котором радиус действия скважин гораздо
больше принятых расстояний, а теоретически вообще не ограничен,
явно ведет к бурению большого количества излишних скважин, без
которых можно было бы получить в тот же срок почти такое же коли-
чество нефти» [68].
Для иллюстрации подобного положения детально проанализи-
рована разработка юго-восточного участка месторождения Байчунас.
Все пять пластов этого участка работают в условиях водонапорного
режима. Насчитывается 20 лишних скважин. Только для одного из
горизонтов (П-в) из 31 пробуренной скважины 14 являются лишними.
Если бы они были пробурены на других участках Байчунаса, то за
то же время они дали бы нефти на 30% больше. Кроме того разреже-
ние сетки почти вдвое (17 вместо 31) должно было бы благоприятно
отразиться на величине интерференции и дать значительный прирост
добычи. Подобные же результаты были получены при анализе других
месторождений.
С. Н. Шаньгин произвел схематический подсчет «потерь» добычи
нефти, которые понесла эмбенская нефтяная промышленность в резуль-
тате переуплотнения сетки скважин. «Если бы все излишне про-
буренные скважины были направлены на поиски и разбуривание
новых месторождений, то кривая добычи не имела бы «провалов»
(1931—-1935 гг., 1940 г., 1942 г.) и общая добыча нефти на Эмбе воз-
росла бы на 50%» [68].
«Основной ошибкой следует считать пренебрежение геологиче-
Анализ теоретических исследований и практики разработки 57
скнми факторами рациональной разработки и неправильную исходную
точку экономических расчетов, ограниченную масштабами и рамками
вромысла» [68].
В качестве основного принципа системы рациональной разработки
вновь вступающих в эксплоатацию нефтяных месторождений Эмбен-
ского района следует принять значительное увеличение расстояний
между скважинами, особенно при водонапорном режиме пластов. Кон-
кретно по новому месторождению Нармунданак С. Н. Шаньгин пред-
ложил вести бурение с уплотнением б га на одну скважину [68],
В 1946 г. была опубликована работа проф. М. А. Жданова Г31],
в которой на примере XIII пласта Октябрьского месторождения автор
пытается разрешить ряд вопросов, связанных с разработкой такого
типа пластов.
Поскольку, с одной стороны, зта недавно опубликованная работа
до сих пор не обсуждалась на страницах печати, а с другой стороны,
некоторые идеи и методы автора как руководителя кафедры разведки
и разработки нефтяных месторождений Московского нефтяного инсти-
тута получают ныне широкое распространение, остановимся на раз-
боре этой работы более детально.
В основном работа посвящена определению зависимости между
текущим отбором и средним пластовым давлением. Среднее пластовое
давление определялось на разные даты по картам изобар как средне-
взвешенное по площади.
Подученная автором зависимость имеет вид:
Р = 59,46 ~0,С032885 Q, (2,3.1)
где Я —среднее пластовое дзвление, am;
О — отбор жидкости из пласта, тыс. м3/год.
В условиях, характерных для XIII пласта как резервуара, обладаю-
щего большим объемом, в котором упругие свойства жидкости и пла-
ста обязательно должны проявляться, построенная автором зависимость,
типичная для установившихся процессов в пласте, не будет верна, ибо
Р должно зависеть не только от Q, но и от t (времени).
Также несостоятельным оказывается метод использования получен-
ной зависимости. Автор использует эту зависимость для определения
запасов нефти, определения этажа нефтеносности и решения вопроса
о рациональном числе скважин.
Разберем каждый вопрос в отдельности.
I. Первоначальные з а п а с ы не фт и автор предлагает опреде-
лять, исходя из следующих рассуждений. Если в уравнении (2. 3. 1)
положить Р = О, то соответствующее значение
= =
и будет поедставлять собою величину запасов нефти. В этом случае
размерность запасов, по автору, выражается в виде у
Зависимость, выраженная уравнением (2.3.1) и построенная на
осясре данных за ряд лет, в течение которых контур нефтеносности
перемещался и остающиеся запасы нефти в пласте уменьшались, ни
в какой мере не связана с запасами нефти и ничего общего с ними не
имеет.
Величина Q при Р = 0 дает значение годового потенциала залежи
(что отмечает и автор), но ни в коем случае не начальных запасов
нефти. Случайное совпадение цифр годового потенциала и начальных
запасов нефти, повидимому, и смутило автора, но одного совпадения
58 Глава II
этих цифр недостаточно, чтобы утверждать, что таким путем можно
определить запасы нефти.
Метод подсчета запасов на основе уравнения (2. 3. 1) предлагается
автором по явному недоразумению и должен быть категорически
отвергнут.
2. Определение в ыс о т ы э т а ж а н е фт е н о с н о с т и произво-
дится по давлению на контуре нефтеносности и среднему начальному
давлению, которое автор определяет из уравнения (2. 3. i) при Q — б
Это давление согласно уравнению (2.3,1) может быть не только
начальным, но и в любое время разработки при отсутствии отбора
жидкости из пласта, что в действительности наблюдаться не будет
вследствие упругого режима и связанного с ним запаздывания в пере-
распределении пластового'давления.
Ориентировка автора на определение этажа нефтеносности по
предлагаемому им способу неверна, так как этот вопрос обязательно
должен быть разрешен и практически разрешается значительно
раньше, в период разведки и оконтуривания пласта. Таким образом,
второй вопрос не имеет и не должен иметь практического значения.
3. Вопрос о р а ц и о н а л ь н о м ч ис л е с к в а жи н автор раз-
решает следующим образом.
Вначале автор по фактическим данным устанавливает зависи-
мость между числом скважин и текущим отбором жидкости из пласта,
Этгг зависимость получается в виде
)g п = 0,1816 + 0,0004226 q, (2,3.2)
где п— число скважин;
<? —текущий отбор жидкости из пласта, т/сутки.
Между прочим, надо отметить, что самый вид зависимости автором
выбран не совсем удачно, так как при п = 0 текущий отбор не равен
нулю.
Для того чтобы использовать карты изобар и выведенную на нх
базе зависимость (2. 3. 1), автор далее выражает отбор жидкости в
(2. 3. 2) через давление Р из уравнения (2. 3. 1):
Р = 59,46 — 0,0032885 Q.
Эту операцию, кстати сказать, автор производит почему-то не
обычным алгебраическим путем, а находит вначале по уравнению
(2. 3. 2) для различных значений п— текущий отбор q, а затем из
уравнения (2. 3. 1) по соответствующим значениям отбора — среднее
пластовое давление Я, затем составляет таблицу значений п и соот-
ветствующие им Р и способом наименьших квадратов находит связь
между п и Р. Устанавливая таким образом связь, автор попутно допу-
скает некоторые арифметические ошибки.
Проще и точнее было бы, скажем, выразить в уравнении (2. 3. 1)
текущий отбор (т/сутки), решить его относительно q и подставить по-
лученное выражение вместо q в уравнение (2. 3. 2).
Связь между п н Р у автора получается в виде
>z = 26,16 — 0,4419 Р.
Затем, пользуясь тем же уравнением (2.3.1)
Р =- 59,46 — 0,0032885 Q,
автор в таблице выражает числовую связь между числом скважин и
текущим отбором из пласта. Таким образом, автор вначале выражает
Анализ теоретических исследований и практики разработки 59
в уравнении (2. 3. 2) q через Р, а затем это же самое Р — через q,
пользуясь для этого одним и тем же уравнением (2. 3. 1), и в резуль-
тате возвращается к исходной зависимости n = f(q).
Такое искусственное введение зависимости между давлением и
отбором сделано автором, повндимому, тоже по недоразумению.
Все табличные данные о текущем отборе при том или ином числе
скважин можно было бы получить сразу же из уравнения (2. 3. 2):
\g п = 0,1816 4- 0,0004226 q.
Рассматривая полученную зависимость между числом скважин
и текущим отбором, аатор умозрительно приходит к выводу, что для
разработки XIII пласта достаточно было бы вместо фактически пробу-
ренных 110 скважин пробурить 30 скважин. К тому же, по существу,
выводу, анализируя разработку этого же пласта, пришел С. Н. Щань-
гин еще в 1932 г. [67].
Вообще же зависимость между п и q для нахождения рациональ-
ного числа скважин и их размещения на площади применялась и при-
меняется, но метод установления этой зависимости, используемый
автором, исключает возможность ее применения для разрешения
поставленной задачи. Во-первых, этот метод требует фактических дан-
ных о добыче по большому числу скважин» т. е. наличия числа сква-
жин, близкого к искомому. Во-вторых, этот метод не может разрешить
вопрос рациональной схемы размещения скаажин, так как полученные
данные могут характеризовать лишь одну, фактически уже осущест-
вленную схему расположения скважин, Иная расстановка скважин
даст иную динамику давлений, т. е. совершенна другие исходные дан-
ные и зависимости. Наконец, разрешение вопроса только на основе
рассмотрения зависимости n~f (Q) без экономического анализа не
может быть полноценным.
Таким образом, предполагаемые автором направление и методы
оказываются совершенно несостоятельными для решения проблемы
рационального размещения скважин.
Во введении к своей работе проф. М. А. Жданов противопостав-
ляет свой метод решения вопроса о размещении скважин, основан-
ный на использовании зависимости между средним пластовым давле-
нием и текущим отбором жидкости из пласта, применению для реше-
ния этого же вопроса гидродинамического анализа.
Основным недостатком гидродинамического анализа, по мнению
автора, является то, что при этом анализе приходится пользоваться
средними параметрами, характеризующими условия движения флюидов
в пористой среде. При значительной литологической изменчивости
нефтесодержащих пород и при непостоянстве мощности пластов «вывод
каких-то средних показателей. . . становится невозможным» [31].
В основной зависимости автора P = f(Q), поскольку он берет
при ее построении данные по всем скважинам, все параметры тоже
осреднены. Но если можно осреднять константы пласта — проницае-
мость, пористость, т. е. природные факторы, не зависящие от системы
разработки, то совершенно недопустимо брать, как это делает автор,
средние пластовые давления, зависящие от данного размещения сква-
жин и выявляемые при разработке и после нее. Кроме того осреднение
в неявной форме и основных показателей коллекторских свойств пород,
как это делает автор в своих зависимостях, не позволяет учесть влия-
ние на размещение скважин изменения их по площади залежи, в то
время как гидродинамический анализ предусматривает такого рода
коррективы.
60 Глава II
Но, как показал приведенный выше разбор работы, выведенная
авторам зависимость Р = f (Q) вообще не имеет никакого отношения
к проблеме размещения скважин.
По научному уровню и с методической точки зрения работу автора,
как игнорирующую последние достижения теории и практики в области
познания природы нефтяной залежи и процессов, происходящих в пла-
сте при его разработке, можно отнести к работам раннего периода ис-
следования проблемы.
Так же бездоказательно отвергает значение подземной гидро-
динамики в решении вопроса о рациональных расстояниях между
скважинами и И. Н. Стрижов в своей работе «Добыча газа», опубли-
кованной в 1946 г. [62]. При этом проф. И. Н. Стрижов, также пре-
небрегая успехами советской науки и практики разработки, реклами-
рует опыт США, излагая без всякой критики принципы и практику раз-
мещения скважин на американских промыслах.
Основные пороки главы книги проф. И. Н. Стрижова, посвящен-
ной проблеме разработки газовых месторождений, заключаются в от-
рицании значения гидродинамики и комплексного решения проблемы,
в безоговорочной рекомендации опыта США для разработки наших
газовых месторождений, при забвении принципиального различи!
между двумя экономическими системами.
Такова первая и обширная группа исследований, посвященных
вопросам рациональной разработки нефтяных залежей и в первую оче-
редь вопросам определения расстояний между скважинами и их размеще-
ния. Все они основываются на анализе прошлой эксплоатаиии тех или
иных нефтеносных пластов, по своему построению и содержанию вклю-
чают проработку весьма обширных геолого-промысловых и отчасти
экономических данных и обобщают накопленный опыт в области раз-
работки.
Общие недостатки этой группы исследований заключаются в сле-
дующем.
а) Проблема рассматривается главным образом при помощи гео-
логического анализа промысловых данных, без непосредственного при-
влечения к нему гидродинамических методов. Влияние исследований
в области подземной нефтяной гидродинамики, несомненно, уже ска-
зывается на решении отдельных задач разработки, хотя количествен-
ная гидродинамическая оценка еще отсутствует, а многие положения
гидродинамики часто извращаются или применяются неправильно.
б) Недостаточно использованы экономические методы решения
проблемы: отсутствие их в одних работах, неверное толкование эконо-
мической эффективности в других.
в) Отсутствуют всесторонние комплексные обоснования более
р е д к их сеток скважин, хотя рекомендация их авторами вызвана
совершенно правильной оценкой практики излишнего переуплотнения
многих пластов скважинами. Однако следует предостеречь от призна-
ния всякой редкой сетки рациональной. Редкая сетка — не признак
рацисналыюстя. Само понятие редкой сетки—относительное, воз-
никшее исторически при сравнении со старыми действующими в ряде
районов излишне плотными сетками скважин.
Вторая группа исследований посвящена попыткам разрешить
вопрос о выборе наивыгоднейшего расстояния между скважин а ми при
разработке нефтяного пласта, пользуясь исключительно законами
гидродинамики. К таким работам относятся проведенные в 1935 г.
В. Яковлевым исследования о волюметрическом режиме и законах
фильтрации жидкости через горные породы [145], о законах волюмет-
Анализ теоретических исследований и практики разработки 61
рического режима [146] (1936 г.) и о размещении скважин при водо-
напорных режимах [147] (1940 г.). В последней из этих работ, имею-
щей непосредственное отношение к проблеме размещения скважин»
В. Яковлев защищает положение, о котором мы упоминали выше» —
о необходимости размещения скважин в зависимости от конфигурации
структуры и самой залежи или продольными (вдоль оси складки) или
кольцевыми рядами (параллельно контуру нефтеносности).
Большое влияние на развитие знаний в области разработки нефтя-
ных залежей оказала работа В. Н. Щелкачева и Г. Б. Пыхачева [140]
(1939 г.), посвященная вопросам интерференции скважин и теория пла-
стовых водонапорных систем.
Проф. В. Н. Щелкачев [141] (1940 г.), теоретически обосновавший
закономерности интерференции при разработке нефтяных пластов
с водонапорным режимом, дал аналитические формулы для определе-
ния дебита скважин при различных случаях размещения скважин.
Действительно, явление интерференции скважин и пропускная
способность нефтяного пласта являются важнейшими факторами для
решения задачи размещения скважин и определения расстояния между
ними. Учет этих факторов, несомненно, позволит избежать переуплот-
нения пластов скважинами, когда ввод новых скважин в эксшюата-
цию не будет практически оказывать никакого влияния на прирост
текущей суммарной добычи пласта.
В. Н. Щелкачев вывел свои формулы для следующих условий:
1) режим пласта — водонапорный; мощность и проницаемость его
приблизительно одинаковы по всем направлениям;
2) жидкость (нефть или вода), заполняющая пласт, — мертвая или
газированная, но газ в процессе эксшюатации не выделяется из рас-
твора;
3) движение жидкости в пласте подчиняется закону Дарси, т. е.
условиям ламинарной фильтрации.
Аналитические формулы В, Н. Щелкачева были проверены на экспе-
риментальной установке пласта-резервуара в АзНИИ для всех простей
ших случаев размещения скважин. Степень точности оказалась высокая,
отклонения — в пределах 5 %.
В своих работах В. Н. Щелкачев решает задачу, принимая опре-
деленную расстановку скважин на пластах как исходное условие
расчета, показывает последствия такой расстановки при различных
условиях разработки. Далее, пользуясь своими выводами из анализа
заданной расстановки скважин, он рекомендует, не выходя из рамок
гидродинамики, то или иное размещение скважин.
Третья группа исследований относится к категории эксперимен-
тальных лабораторных работ. К сожалению, она очень немногочис-
ленна. Следует остановиться на исследованиях, проводившихся
В. М. Барышевым, А. Н. Снарским и М. К. Мамедовым [24, 601 в
Азербайджанском нефтяном исследовательском институте в 1938—
1942 гг.
Исследования производились с моделями песчаных пластов, по
структуре и коллекторским свойствам максимально приближающимся
к естественным условиям. Первый этап охватывает различные опыты
с негазированной жидкостью (водой). В результате были выявлены
различные закономерности в отношении интерференции и взаимного
влияния как отдельных скважин друг на друга, так и целых групп.
О системе размещения скважин по пласту и необходимом количестве
эксплоатирующихся скважин (т. е. по вопросу о расстояниях между
ними) был получен весьма интересный и ценный материал.
62 Глава II
j. Было доказано, что при проводке достаточного количества сква-
жин, расположенных кольцом по любой горизонтали изогнутой поверх-
ности пласта, при данном противодавлении эти скважины полностью
перехватывают весь приток жидкости (воды), поступающей из прикон-
турной зоны пласта. Ввод новых скважин, расположенных в присводо-
вой части структуры, не увеличивает суммарной добычи пласта.
2. Для пластов с водонапорным режимом было доказано, что, про-
бурив определенное число скважин, можно достигнуть такого уплот-
нения сетки, при котором вновь вводимые скважины при поддержании
постоянного противодавления не будут оказывать никакого влияния на
прирост текущей суммарной добычи из пласта. Наоборот, при создании
в них большой депрессии они могут вывести из эксплоатации работаю-
щие скважины.
Первое заключение имеет существенно важное значение при раз-
мещении скважин на поверхности пласта с водонапорным режимом
в процессе его разработки, второе имеет непосредственное отношение
к вопросу рациональности применяемых расстояний между скважи-
нами.
Второй этап исследований охватил опыты по определению про-
пускной способности пласта-резервуара при газоводяной смеси. В ка-
честве газированной жидкости применялась вода, насыщенная угле-
кислотой. В результате исследований было установлено:
1. При наличии газированной жидкости дебит скважин был во
всех случаях несколько меньше, чем дебит при жидкости, лишенной
газа. С увеличением давления отношение величин дебита жидкости
без газа к величине дебита газированной жидкости уменьшалось.
2. При наличии газированной жидкости и установившемся харак-
тере потока (в залежах с водонапорным режимом, имеющих большой
газовый фактор) кривая «дебит — время» будет иметь прямолинейную
зависимость. Стало быть, выводы, полученные при исследовании с не-
газироваяной жидкостью, можно перенести на эксперименты с газиро-
ванной жидкостью при условии постоянства характера движения
потока и неизменности газового фактора.
3. При большом уплотнении сетки скважин весь поток газирован-
ной жидкости может быть перехвачен или кольцом скважин, или сет-
кой скважин, расположенных в крыльевой зоне пласта. Скважины при-
сводовой зоны вследствие перехвата напора контура и создавшейся
там депрессии будут работать с пониженными дебита ми частично под
воздействием выходящего из растворенного состояния газа; такие сква-
жины будут работать при режиме растворенного газа.
4. При производстве большинства опытов в приподнятой части
залежи (на своде) имело место образование газовых шапок; происхо-
дило это вследствие:
а) выделения растворенного газа из-за резкого падения давления
в присводовой зоне пласта в результате перехвата напора контурных
вод скважинами, расположенными ниже по структуре, и
б) стремления выделившегося из жидкости газа при движении по
пласту к частичному проскальзыванию в наиболее приподнятую часть
структуры.
5. Дебит скважин в аналогичных условиях ниже при газированной
жидкости, чем при негазированной.
Далее были исследованы влияния газовой шапки на работу сква-
жин при постоянном напоре контурных вод (А. Н. Снарский) л падаю-
щем их напоре (А. Н. Снарский и В. М. Барышев). Из этих опытов
был сделан основной вывод, что газовая шапка, расширяясь, активно
Анализ теоретических исследований и практики разработки 63
продвигает жидкость к забоям скважин, т. е. совершает полезную
работу".
Вполне очевидно значение приведенных выводов, сделанных на
основе экспериментальных исследований в АзНИИ, для решения задач
о расстояниях между скважинами и их размещении. В качестве общего
правила выявлена необходимость более широкого размещения сква-
жин (чем это было ранее) при разработке нефтяных пластов с водо-
напорным режимом для возможности эксплоатировать их при наиболее
низких значениях газового фактора и при сохранении постоянной его
величины во времени. Также исключается необходимость разработки
присводовых, повышенных зон пластов во избежание искусственного
создания там газовой шапки и вообще дегазации пластов.
Анализ второй и третьей групп исследований показывает большую
ценность их с точки зрения понимания физической стороны проблемы
разработки.
Вместе с тем сама постановка задачи и метода этих исследований
за редкими исключениями (например, в работе проф. В. Н. Щелка-
чева [142] при решении вопроса о размещении скважин на узком овале)
была ограничена заданными условиями разработки (заданное число
скважин и порядок их расстановки), а не направлялась гидродинами-
ческим расчетом на нахождение наилучшего размещения скважин при
их различных количествах на залежи. Нахождение же рационального
числа скважин на залежи, естественно, не могло быть определено
только методами гидродинамики, хотя и базирующимися на геолого-
промысловом материале. Эта задача могла быть решена с исчерпываю-
щей полнотой только как комплексная с привлечением к ее решению
отраслевой экономики. Вот почему теоретические исследования и про-
ектные работы Бюро разработки нефтяных месторождений при
Московском нефтяном институте им. акад. И. М. Губкина, проведенные
в 1941—1947 гг. (частично обобщенные в данном труде), были направ-
лены по пути создания теории разработки и методов проектирования,
основывающихся на комплексном принципе решения проблемы.
Несмотря на разобранные выше недостатки систем, применяв-
шихся при разработке некоторых нефтяных залежей, разработка пла-
стов на нефтяных месторождениях СССР, осуществляемая в социали-
стических условиях развития на основе плановых принципов ведения
хозяйства, при отсутствии конкуренции и кризисов, дала огромный эф-
фект в добыче нефти. Как известно, добыча нефти в СССР за 1913—-
1940 гг. возросла более чем в 3 раза.
Научные исследования проблемы в СССР получили неограничен-
ные возможности. Они опираются на полное совпадение интересов
научного и экономического развития. Именно этим прежде всего и
обеспечивается комплексность решения проблемы разработки как в
области теории, так и в промысловой практике.
ГЛАВА Ш
ПРИНЦИПЫ И МЕТОДЫ КОМПЛЕКСНОГО РЕШЕНИЯ
ПРОБЛЕМЫ РАЗРАБОТКИ
§ L КРИТЕРИЙ РАЦИОНАЛЬНОЙ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ
Задачей нашей нефтедобывающей промышленности является пол-
ное удовлетворение текущей и перспективной потребности народного
хозяйства страны в нефти и нефтепродуктах.
Как известно, нефть добывают в местах промышленного ее скопле-
ния, образующих группы нефтяных месторождений, находящихся в раз-
личных районах страны. Добытая нефть (сырая или в виде нефтепро-
дуктов) должна быть распределена по стране в соответствии с потреб-
ностью того или иного района.
Такая задача может быть решена с различной степенью экономи-
ческой эффективности. Наивысшая экономическая эффективность
может быть достигнута при наименьших суммарных издержках на
добычу и транспорт нефти до мест ее потребления.
При определенных условиях добычи и возможностях данной
труппы месторождений (которые могут изменяться с развитием разве-
дочных работ и нарастанием подготовленных фондов) и при определен-
ной плотности потребления нефти по стране выявляется целесообраз-
ное распределение общей планируемой добычи по отдельным нефте-
добывающим районам. Эта задача решается на основе экономического
районирования добычи нефти [175]. Таким образом определяется раз-
мер добычи (задание) по каждой группе месторождений.
Нефть по какой-либо группе месторождений можно добывать тоже
с различной экономической эффективностью. Очевидно, что и в этом
случае, имея группу месторождений, характеризующихся различными
условиями залегания, распределять запланированную добычу нефти по
отдельным залежам следует так, чтобы все издержки по добыче нефти
по всему району были наименьшими (см. гл. XX).
Наконец, при разработке каждой отдельной залежи должны быть
предусмотрены минимальные затраты при добыче заданного по данной
залежи количества нефти.
Таким образом, настоящая постановка задачи предусматривает
получение з а д а нно г о о б ще г о к о л ич е с т в а нефти с м и н и-
ма л ь ными затратами.
Но можно принять и другую постановку задачи, а именно: распо-
лагая некоторыми ресурсами в виде живого труда, оборудования.
Принципы и методы комплексного решения проблемы разработки 65
материалов и т. д., их нужио использовать таким образом, чтобы в ре-
зультате мы получили возможно большее количество нефти.
При такой постановке вопроса распределение ресурсов по райо-
нам и отдельным залежам должно быть произведено с таким
расчетом, чтобы эффективность использования ресурсов была наи-
высшей, т. е. чтобы с у мма р н а я т е к у ща я д о б ыч а не фт и
б ыл а ма к с и ма л ь н о й. В этом случае разработку отдельной
залежи следует вести по такой системе, которая при приходящихся на
долю залежи ресурсах дала бы н а и в ыс шу ю т е к у щу ю добы-
чу не фт и.
Таким образом, при той или иной постановке вопроса должна быть
принята такая система разработки отдельной залежи, которая обеспе-
чила бы минимальные издержки (по месторождению или району) на
единицу количества добываемой нефти. Размер добычи по залежи
в конечном счете определяется либо заданием (на отрасль, район,
залежь), либо наличными или перспективными ресурсами.
Технико-экономические показатели разработки залежи, кроме
системы расположения скважин, их числа и режима работы, предопре-
деляются естественными условиями залегания нефти. Путем нагнета-
ния в пласт веды или газа эти естественные условия в отношении
баланса пластовой энергии и характера ее проявления могут быть
изменены в желательном направлении.
При установлении системы разработки залежи, обеспечивающей
минимальные затраты на единицу добываемой нефти, должна быть
выявлена целесообразность применения нагнетания воды или газа
в пласт, и при положительном результате установление системы должно
быть произведено с учетом инжекции в пласт того или иного количе-
ства рабочего агента.
Таким образом, понятие системы разработки, как уже указывалось
ранее, включает в себя совокупность всех мероприятий, применяемых
для извлечения нефти из пласта в скважины.
На экономические показатели разработки оказывают влияние
затраты, связанные с извлечением нефти из пласта на дневную поверх-
ность. Эти затраты, отнесенные на единицу добытой нефти, зависят от
числа скважин в сетке разработки, способа эксплоатации и размера
дебита скважин, связанного со сроком разработки. Таким образом,
очевидна взаимосвязь между системой разработки и затратами на
добычу нефти.
При заданной добыче нефти по залежи или при заданных для раз-
работки залежи ресурсах только одна какая-то система может гаран-
тировать минимальные затраты на единицу добычи нефти.
Весьма важным показателем, характеризующим рациональность
системы разработки, является степень использования естественных
богатств залежи, т. е. величина конечной отдачи нефти пластом.
В прежней постановке решения проблемы часто критерием рацио-
нальной системы разработки являлась именно величина коэфициента
отдачи нефти пластом.
Конечная величина отдачи нефтяного пласта, кроме целого ряда
факторов и, в частности, системы разработки, зависит от основного
режима пласта. Поэтому рассмотрим этот вопрос отдельно для различ-
ных режимов.
До сих пор не существует общей точки зрения относительно влия-
ния уплстнения скважин на величину коэфициента отдачи пластом нефти
в условиях режима растворенного газа. Большинство исследователей
66 Глава III
считает, что теоретически в условиях режима растворенного газа
коэфициент отдачи нефти пластом не зависит от расстояния между сква-
жинами; практически же (ввиду конечного минимального дебита сква-
жин) некоторое увеличение коэфициента наблюдается при большем
уплотнении скважинами, но это увеличение отдачи весьма мало и не
может приниматься в расчет.
Промысловые наблюдения, проведенные на различных месторож-
дениях, сходные по геолого-эксплоатационным условиям, показали
отсутствие зависимости величины коэфициента отдачи от степени уплот-
нения. Такого же рода наблюдения, проведенные по одному и тому же
пласту, показывают увеличение отдачи на участках с большей степенью
уплотнения сетки скважинами, но это обстоятельство объясняется
региональным перемещением нефти из части пласта с большим давле-
нием, где скважины расположены на больших расстояниях, в части
с меньшим давлением, разбуренные с большей степенью уплотнения.
Лабораторное и теоретическое изучение этого вопроса показывает*
что коэфициент отдачи зависит не от степени уплотнения, а от вяз
кости нефти, растворимости газа, отношения начального и конечного
давления в пласте и т. д.
Как уже отмечалось, абсолютная величина коэфициента отдачи
нефти пластом, работающим при режиме растворенного газа, значи-
тельно ниже, чем при напорных режимах. Поэтому с самого начала раз-
работки такого пласта в ряде случаев целесообразно переводить его
путем нагнетания в пласт воды или газа на напорный режим, при кото-
ром величина отдачи и влияние на нее системы разработки будут уже
иными.
При напорных режимах величина коэфициента отдачи нефти пла-
стом будет зависеть от полноты вытеснения из пласта нефти водой или
газом. Для получения лучшего конечного коэфициента отдачи применяе-
мая система разработки залежи должна обеспечить возможно более
полное вытеснение из пласта нефти. Для этого необходимо, чтобы разме-
щение скважин на структуре и режим их работы обеспечивали равно-
мерное перемещение контактов нефть-вода и нефть-газ по всей залежи.
Кроме того часть скважин следует расположить в той части струк-
туры, куда в конечном счете будет оттеснена нефть. Следовательно^
располагая при напорном режиме то или иное число скважин на
структуре, но каждый раз по определенной схеме, удовлетворяющей
поставленным требованиям, мы будем иметь возможно более высокий
и не зависящий от числа скважин коэфициент отдачи нефти пластом.
Строго говоря, коэфициент отдачи будет зависеть от расстояний
между скважинами в последнем ряду, так как размер остающихся при
этом целиков нефти между скважинами будет различным. Но незначи-
тельный, как правило, размер оставшихся целиков по отношению
к начальной площади нефтеносности не внесет особых изменений
в коэфициент отдачи при различных расстояниях между скважинами.
Кроме того применение специальных режимов эксплоатации последней
группы скважин и форсированного отбора из них жидкости будет спо-
собствовать возможно более полному отбору нефти из пласта при раз-
личных расстояниях между скважинами.
Таким образом, прежний критерий установления расстояний
между скважинами по коэфициенту отдачи не может быть признан
состоятельным.
Абсолютная величина отдачи, неизменная для данного пласта и
принятого режима, будет отражаться на технических и экономических
показателях разработки; следовательно, как увидим дальше, величина
Принципы и методы комплексного решения проблемы разработки 67
отдачи нефти пластом окажет влияние на окончательный выбор
варианта системы разработки. Это обстоятельство особенно резко
может сказаться при добавлении к естественной пластовой энергии
энергии извне, когда естественный режим пласта может измениться и
когда вследствие этого резко изменится абсолютная величина коэфи-
диента отдачи.
В ряде случаев критерием рационального размещения скважин
считалось отсутствие или слабое взаимодействие между скважинами.
Как известно, взаимодействие скважин в той или иной степени
проявляется всегда. Допустимая степень взаимодействия зависит от
абсолютных значений снижения средних дебитоз скважин или времени
их эксплоатации, и ее следует устанавливать на основе экономических
исследований. Следовательно, и второй критерий — отсутствие или сла-
бое взаимодействие скважин—без количественной оценки и соответ-
ствующих экономических исследований нельзя считать состоятельным.
Итак, в социалистических условиях рациональной системой разра-
ботки отдельной залежи при заданной добыче или заданных ресурсах
следует признать такую систему, которая обеспечивает минимальные
народнохозяйственные издержки на единицу добываемой нефти при
возможно более полном использовании промышленных запасов нефти
в залежи.
§ 2. КОМПЛЕКСНЫЙ МЕТОД УСТАНОВЛЕНИЯ РАЦИОНАЛЬНОЙ
СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ
/. Этапы решения задачи.
При установлении системы разработки необходимо разрешить сле-
дующие ВОПрОСЫ:
1) следует ли нагнетать в пласт воду или газ, чтобы полнее,
в более короткий срок и с меньшими издержками извлечь из пласта
промышленные запасы нефти;
2) какой должна быть схема расположения эксплоатационных
и инжекционных скважин;
3) какое нужно число эксплоатационных и инжекционных сква-
жии и каковы должны быть режимы их работы;
4) каким должен быть порядок разбуривания залежи.
В зависимости от применения той или иной системы разработки,
т. е. в зависимости от решения перечисленных вопросов, следует уста-
новить:
5) дебиты скважин и время их эксплоатации;
6) экономическую эффективность разработки залежи.
Очевидно, что решение всех перечисленных вопросов должно отве-
чать установленному выше критерию рациональной системы разра-
ботки.
В прежней постановке задача разработки практически ограничива-
лась решением следующих вопросов:
1) определением расстояний между скважинами (обычно прини-
малась равномерная сетка скважин);
2) установлением порядка разбуривания;
3) выявлением предполагаемых дебитов скважин.
Отсюда следует, что в отношении рассматриваемых вопросов наша
постановка задачи значительно полнее прежней.
Поставленная задача не может быть решена непосредственно,
т. е. не существует метода решения, который прямо бы давал ответ,
что при заданной добыче (по залежи) или при заданных ресурсах
68 Глава III
наименьшие затраты (по месторождению или району) на единицу
добытой нефти будут достигнуты при таком-то числе скважин, распо-
ложенных по такой-то схеме, и т. д. Поэтому задачу приходится
решать путем подбора такого варианта системы разработки, который
отвечал бы поставленным ранее требованиям и, следовательно,
являлся бы вариантом рациональной системы разработки.
Исходя из этой предпосылки, решение задачи установления рацио-
нальной системы разработки следует разбить на следующие после-
довательно прорабатываемые вопросы:
а) определение исходных физико-геологических данных;
б) установление геолого-технических показателей при той или
иной системе разработки пласта;
в) оценка экономической эффективности различных вариантов
разработки;
г) на основе сопоставления геолого-технических и экономических
показателей выбор рационального варианта разработки.
Определять геолого-технические показатели разработки (дебиты
нефти и газа, изменение их во времени, срок эксшгоатации скважин
и т. д.) можно различными методами. До последнего времени пользо-
вались исключительно так называемыми геологическими методами.
Определение геолого-технических показателей разработки геоло-
гическими методами основано на статистическом изучении поведения
пласта и скважин при их эксплоатации по данным ранее пробуренных
и уже эксшюатирующихся скважин.
Геолого-тсхничсские показатели, установленные статистическими
методами, представляют собою непосредственные, зависимости измене-
ния дебитов и давлений от степени уплотнения скважин, от разновремен-
ного ввода скважин в эксплоатацию, от числа скважин и т. д. Получен-
ные зависимости в виде графиков или уравнений, хотя и отображают
физические явления, происходящие в пласте при изучаемых условиях
эксплоатации, все же имеют чисто эмпирический характер и потому
не могут быть экстраполированы. Для того чтобы располагать надеж-
ной зависимостью изменения величин дебитов или давлений, нужно
проведение наблюдений по значительному количеству пробуренных
скважин и притом в течение сравнительно длительного времени их
эксплоатации. Таким образом, зависимости, полученные статистиче-
скими методами, не могут быть использованы для своевременного
проектирования разработки пласта.
В пластах с напорными режимами изменение дебитов скважин я
давлений, кроме всего прочего, зависит от положения скважин отно-
сительно друг друга и относительно водонефтяного и газонефтяного
контактов. Поэтому полученные статистические зависимости могут
быть распространены лишь для той схемы расположения скважин,
которая фактически уже осуществлена. Наконец, изменение дебитов и
давлений при этих режимах находится в тесной связи с перемещением
контактов; существующие статистические методы не учитывают изме-
нений, связанных с перемещением контактов.
Распространять геолого-технические показатели, полученные гео-
логическими методами по одному объекту, на другой, хотя и аналогич-
ный, нельзя, так как, во-первых, вряд ли возможно встретить два оди-
наковых месторождения, а во-вторых, показатели, полученные на осно-
вании данных прошлой эксплоатации, будут характеризовать только
ту систему, которая применялась на изучаемом объекте.
Таким образом, геологические методы не могут своевременно и
обоснованно установить показатели иной, лучшей системы разра-
Принципы и методы комплексного решения проблемы разработки 69
ботки, — они могут лишь фиксировать результаты осуществленной
системы разработки.
Единственным методом определения геолого-технических показате-
лей возможных систем разработок, варьирующих в широких пределах
(что необходимо для выбора рациональной системы) по данным, полу-
ченным на основании разведки и опробования небольшого числа сква-
жин (что неизбежно прр своевременном проектировании системы),
является метод, основанный на законах движения флюидов в пористой
среде при тех конкретных условиях, которые присущи данному место-
рождению как при использовании только естественной энергии, так и
при нагнетании в пласт воды или газа.
Геолого-технические показатели разработки должны базироваться:
а) на всестороннем геологическом изучении объекта, которое должно
дать все исходные данные для дальнейшего гидродинамического рас-
чета, а при нагнетании в пласт газа или воды — схему проведения упо-
мянутого процесса; б) на гидродинамических расчетах по определению
схемы расположения скважин, их дебитов и сроков эксшюатации.
2. Геологическое изучение пласта
В результате геологического изучения объекта должны быть
установлены следующие данные, характеризующие месторождение:
а) геометрия пласта, т. е. его структура, мощность, расчленение
пласта на отдельные пропластки, связь пропластков между собою,
контуры нефтеносности;
б) режим пласта, области его питания;
в) начальные пластовые давления, забойные давления в эксплоа-
тационных скважинах; допустимый отбор из них флюида;
г) физические свойства породы — проницаемость, пористость, упру-
гость, а также механический состав породы;
д) физико-химические свойства флюидов — уд. вес, вязкость, упру-
гость, состав, растворимость газа, начальная насыщенность нефти газом;
е) насыщенность породы нефтью, наличие и количество погребен-
ной воды, коэфициент отдачи при различных условиях вытеснения
нефти из породы;
ж) температура пласта.
Полноценность решения задачи в целом находится в прямой зави-
симости от полноты и точности геологического изучения объекта.
3. Гидродинамические расчеты
Наличие исходных геологических и физических данных, полученных
на основе разведки, опробования и изучения месторождения, дает воз-
можность произвести все необходимые гидродинамические расчеты и
тем самым установить технические показатели при различных системах
разработки.
Можно, пользуясь теорией фильтрации или средствами электро-
гидродинамической аналогии [115, 129]!, предвидеть поведение пласта
при разных вариантах размещения скважин и различном числе их.
Можно как бы заставить один и тот же пласт «работать», произ-
водя гидродинамические расчеты или исследуя его поведение на при-
боре много раз, расставляя на нем по-разному всевозможные числовые
варианты скважин, — преимущество, которого мы лишены на настоя-
щем пласте.
1 См. гл. XV.
70 Глава III
Прежде всего в зависимости от категории режима пластов устанав-
ливается тип схемы размещения скважин: при режимах с перемещаю-
щимися контурами для равномерного стягивания их принимается схема
расположения скважин в виде рядов, параллельных перемещающимся
контурам нефтеносности, при режимах же с неподвижными конту-
рами — в виде равномерной сетки.
Схема размещения скважин, т. е. положение рядов скважин на
структуре, должна, с одной стороны, удовлетворить поставленному выше
требованию — обеспечить наиболее полный отбор нефти из пласта, для
чего последний эксплоатируемый ряд скважин должен находиться либо
в наиболее возвышенной части структуры, если режим водонапорный,
либо в наиболее пониженной части, если режим газонапорный, либо на
линии, к которой одновременно подойдут вода и газ, если режим водо-
и газонапорный. С другой стороны, положение рядов относительно друг
друга и контуров должно при заданном числе рядов и скважин на
структуре обеспечивать наименьшее время эксплоатации пласта.
Затем устанавливаются возможные в данном случае варианты раз-
работки залежи. Для этого следует задаться по крайней мере тремя
различными числами рядов скважин, а для каждого числа рядов —
тремя различными величинами расстояний между скважинами в рядах.
В некоторых случаях для увеличения коэфициеита отдачи может ока-
заться целесообразным последний ряд скважин разместить с расстоя-
ниями между ними меньшими, чем в других рядах. Такая система
может иметь особое значение при разработке узких залежей.
Таким образом, получаются минимум девять различных вариантов
расстановки скважин. Крайние варианты должны быть выбраны в та-
ких широких границах, чтобы искомый рациональный вариант заведомо
находился в пределах этих границ.
С увеличением как числа рядов, так и числа скважин в ряду увели-
чивается интенсивность эксплоатации пласта. Для того чтобы устано-
вить, какое же число рядов и скважин является оптимальным, необхо-
димо вначале установить это увеличение количественно, т. е. нужно
определить, какими будут дебиты нефти и газа по скважинам, как они
будут меняться во времени и сколько времени будет продолжаться
эксплоатация каждого ряда скважин. Для сопоставления между собою
различных вариантов разработки, характеризующихся различным чис-
лом рядов и скважин, эти определения необходимо произвести для каж-
дого варианта отдельно.
При полном решении задачи следует изучить эффект нагнетания
в пласт газа или воды. Технические показатели разработки, полученные
для естественных условий, в этом случае должны быть дополнены пока-
зателями, характеризующими процесс нагнетания в пласт рабочего
агента.
Нагнетание в пласт того или иного рабочего агента с гидродинами-
ческой точки зрения представляет собою изменение граничных условий
по сравнению с естественными. Так, если в законтурную зону нагне-
тается вода, то тем самым как-то приближается контур питания и, воз-
можно, изменяется на нем давление; если в газовую шапку нагнетается
газ, то изменение давления в ней будет происходить уже в соответствии
с балансом нагнетаемого и отбираемого из нее газа и т. д. В соответ-
ствии с изменившимися граничными условиями должны быть установ-
лены новые оптимальные положения разного числа рядов скважин ч
должны быть рассчитаны соответствующие дебиты скважин при разном
их числе, а также время их эксплоатации. Возможно, что для оценки
интенсивности нагнетания рабочего агента в пласт подобную задачу
Принципы и методы комплексного решения проблемы разработки 71
нужно будет решить для иных граничных условий, получающихся при
другом количестве нагнетаемого в пласт газа (или воды).
Кроме указанных определений, характеризующих эксплоатационные
показатели разработки, в случае нагнетания в пласт рабочего агента
следует установить число и положение инжекционных скважин, а также
расход и давление нагнетаемого рабочего агента.
Как результат всех этих определений получается ряд технических
показателей разработки как при естественных условиях с различной
интенсивностью отбора нефти из пласта за счет увеличения числа рядов
и скважин, так и при искусственных условиях, когда интенсивность
отбора будет изменяться еще и за счет нагнетания в пласт рабочего
агента.
4. Оценка экономической эффективности
Располагая в результате гидродинамических расчетов техническими
показателями разработки — величиной дебитов скважин и сроками
эксшюатации залежи — при том или ином числе рядов и скважин, сле-
дует решить, на каком же числе рядов и скважин следует остановиться.
Согласно развитому выше положению мы должны остановиться на
таком варианте, который при наименьших издержках на тонну добытой
нефти обеспечил бы получение заданного количества нефти по залежи.
Для того чтобы решить эту задачу, необходимо установить величину
издержек при различных вариантах разработки, т. е. оценить все
варианты разработки в отношении их экономической эффективности.
Ввиду недостаточной разработанности вопросов экономики разра-
ботки нефтяных месторождений выявилась необходимость провести
в этом направлении ряд исследований. Эти исследования заключались
прежде всего в классификации и группировке факторов и условий про-
мысловой экономики, обусловленных порядком размещения скважин,
в нахождении связей и зависимостей между затратами труда, металла,
капитальных вложений и себестоимости и порядком разработки место-
рождения.
К оценке экономической эффективности вариантов разработки сле-
дует подходить на основе установленных зависимостей. При этом для
каждого варианта определяются:
1) трудоемкость разработки;
2) металлоемкость разработки, включая сюда расход металла на
обсадные и эксплоатационные трубы и нефтепроводные магистрали;
3) капиталоемкость разработки, дающая представление обо всех
капитальных вложениях на строительство промыслового хозяйства
(здесь все затраты труда в строительство даются в ценностном выра-
жении) ;
4) эксплоатационные затраты, получающие свое конечное выраже-
ние в себестоимости нефти.
В результате выявляется численная связь (при определенных усло-
виях технического развития) между затратами труда, металла, капи-
тальными вложениями и эксшюатационными расходами — с одной сто-
роны, и числом скважин на месторождении и порядком их расположе-
ния — с другой.
При анализе экономической эффективности необходимо задаться
определенными исходными положениями, ставящими все сравниваемые
системы разработки в равные условия.
Природа экономических показателей, характеризующих вложения
труда, металла и прочих средств, такова, что на их уровне сказываются
не только порядок размещения скважин, но и вся совокупность техни-
72 Глава III
ческих и производственных условий — конструкции скважин, техника
бурения, обслуживание эксплоатационного фонда скважин и т. п.
Поэтому, кроме факторов и особенностей, непосредственно вытекающих
из характера каждой системы разработки, все остальные отмеченные
выше различия технико-организационного порядка должны быть эли-
минированы.
На уровень экономических показателей разработки может влиять
динамика цен и норм, действующих в производствах, обслуживающих
нефтедобывающую промышленность. Со временем может меняться
также стоимость бурения и других промысловых работ. Поэтому
для правильного сопоставления того или иного варианта разработки
следует принимать неизменные цены и нормы и во всех сопоставлениях
исходить из одинаковых условий.
5. Выбор рациональной системы разработки
Только теперь, располагая технико-экономической характеристикой
разработки практически при любом числе рядов и скважин в ряду,
можно приступить к выбору рациональной системы разработки.
Как уже было установлено, рациональной системой разработки
является такая, при которой на заданную добычу нефти падают наи-
меньшие издержки.
Если рассматриваемое месторождение дает нефть, потребность в
которой в силу ряда причин (качество нефти, мощность перерабатываю-
щих установок, расположенных в районе месторождения, и т. д.) может
быть определена, тогда добыча с данного месторождения может быть
задана вне зависимости от добычи других месторождений. При таком
положении на основе выявленных технико-экономических показателей
различных систем разработки следует подобрать такую систему, при
которой заданная добыча была бы получена с наименьшими издерж-
ками. В большинстве же случаев рассматриваемое месторождение не
изолировано (в экономическом отношении) от других месторождений,
обычно объединяемых в группу, и решение вопроса о данном месторож-
дении нельзя рассматривать без учета особенностей других месторож-
дений, входящих в эту группу.
Прежде всего должно быть установлено целесообразное распреде-
ление добычи нефти (экономическое районирование) по группам место-
рождений, обеспечивающее минимальные затраты на транспорт пефтей
этих месторождений в районы потребления.
Затем установленная добыча по группе должна быть распределена
по отдельным месторождениям, для чего необходимо определить тех-
нико-экономическую характеристику различных систем разработки для
каждого из месторождений, входящих в данную группу, и распределить
добычу по группе так, чтобы издержки по всей группе были наимень-
шими.
Наконец, на основании определенной таким образом величины
добычи по отдельному месторождению и пользуясь технико-экономиче-
ской характеристикой различных систем разработки рассматриваемого
месторождения, можно рассчитать рациональное число рядов и сква-
жин, из которых будет получена заданная добыча при наименьших
затратах.
Обычно в группу месторождений, кроме вновь вводимых в разра-
ботку, для которых необходимо установить рациональную систему,
входят месторождения, как-то уже разбуренные и дающие определенное
количество нефти. При проведении указанного анализа добычу этих
месторождений следует исключить из заданной добычи по группе.
Принципы и методы комплексного решения проблемы разработки 73
В силу естественного истощения разбуренных месторождений эта добыча
будет с течением времени падать. Добыча же нефти по группе в связи
с общим развитием народного хозяйства, как правило, должна со вре-
менем увеличиваться. Это увеличение добычи, включая и компенсацию
падающей добычи по разбуренным месторождениям, должно покры-
ваться вводом в разработку новых месторождений, входящих в группу.
6. Порядок разбуривания месторождения
После установления рациональной системы разработки месторож-
дения необходимо определить порядок его разбуривания.
Порядок разбуривания, т. е. очередность ввода в эксплоатацию
скважин при режимах пласта с перемещающимися контурами, должен
обеспечивать, во-первых, правильное стягивание контуров нефтенос-
ности и, во-вторых, наиболее быстрый подъем добычи нефти по место-
рождению.
Для удовлетворения первого требования все скважины какого-либо
ряда должны вступить в эксплоатацию одновременно; если же количе-
ство бурильных станков меньше числа скважин в ряду, то этот ряд сле-
дует разбуривать по сгущающейся системе, т. е. вначале по числу
станков закладывать скважины по всему ряду равномерно, а затем сгу-
щать их до проектного числа.
Для удовлетворения этого же требования по сгущающейся системе
необходимо разбуривать месторождение и в том случае, когда пласт
представлен не однородными по своим коллекторским свойствам поро-
дами. В этом случае после бурения первых скважин детально выясняют
изменение по площади коллекторских свойств пород. Дальнейшее же
уплотнение рядов скважинами следует проводить в соответствии с дан-
ными, полученными после бурения предшествующих скважин (см.
гл. X, §2).
Выполнение второго требования — наиболее быстрого подъема
добычи — обеспечивается последовательным вводом в эксплоатацию
рядов скважин от внешних, ближайших к контурам питания, к внутрен-
ним. Таким образом, ц е л е с о о б р а з н у ю с и с т е му р а з б у р и -
в а н и я мо жно х а р а к т е р и з о в а т ь к а к с г у ща ющу юс я
по р я д а м и п о л з у щу ю от в не шни х к в н у т р е н н и м
р я д а м.
Такой порядок разбуривания иногда может вступать в противоре-
чие с принципами наиболее целесообразной организации буровых работ
и обустройства промыслового хозяйства. Поэтому в ряде случаев выдер-
жать полностью требования, предъявляемые к порядку разбуриаания,
нельзя, но, насколько это позволяет организация работ, к удовлетворе-
нию этих требований всегда следует стремиться.
Р А З Д Е Л В Т О Р О Й
ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ РАЗРАБОТКИ
ГЛАВА IV
ОСНОВНЫЕ ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ РАЗРАБОТКИ
§ 1. УСТАНОВЛЕНИЕ РЕЖИМА И ПАРАМЕТРОВ ПЛАСТА
Рассмотрение и решение вопросов рациональной разработки неф-
тяных залежей невозможны без обстоятельного изучения геологического
строения данного эксплоатационного объекта, подробной физико-геоло-
гической характеристики коллектора и флюидов, его насыщающих,
а также основных условий, при которых пласт может работать в про-
цессе его разработки. Иначе говоря, необходимо иметь ясное представ-
ление о физико-геологических параметрах, характеризующих нефтяную
залежь, и о проявлении движущих сил при ее эксшгоатации. Чем пол-
нее и точнее будет проведено такое изучение геолого-промысловых
данных, тем полнее и точнее может быть решен вопрос о разработке
данной нефтяной залежи.
Совершенно очевидно, что при том значении, которое имеет режим
пласта для эксшюатащш залежи, очень важно в возможно кратчайший
срок установить, какой режим (или сочетание режимов) может возник-
нуть в залежи, исходя из природных свойств залежи и пласта в делом,
а также при применении определенной системы разработки.
Не подлежит никакому сомнению, что в выяснении этого вопроса
решающая роль принадлежит широко и целеустремленно поставленным
геологическим и гидрологическим исследованиям. Геологическое изуче-
ние нефтяного месторождения не может ограничиваться только преде-
лами нефтеносной площади, а должно охватывать весь район распро-
странения нефтеносных пород вплоть до их выходов на поверхность.
Это категорическое требование к нефтепромысловой геологии вытекает
само собою из правильного понимания режимов пласта и тех геологи-
ческих условий, при которых возможно их существование.
Проявление естественного водонапорного режима становится веро-
ятным, если в результате исследований установлено, что существует
водонапорная область нефтеносного пласта. Размеры этой области,
мощность водоносных пород, их геологическая и физическая характе-
ристики, запасы пластовых вод, наличие выходов на поверхность или
их отсутствие, источники питания поверхностными водами и их
баланс — все эти данные позволяют судить о разновидности водона-
порного режима, которая установится при эксшюатации залежи. В этом
отношении неоценимые услуги оказывают разведочные скважины,
в частности крелиусные, проводимые в нефтеносном районе с целью
изучения геологического разреза и выявления структур.
Основные геологические условия разработки 75
Обнаружение водоносной области, обладающей либо достаточно
большими запасами воды, либо источником внешнего питания (в част-
ности, через сообщения с другими водоносными пластами), само по
себе еще не является гарантией активности краевой воды. Для этого
требуется еще, чтобы залежь не была экранирована от водоносной
области. Полная или частичная экранизация напора краевых вод может
быть следствием дизъюнктивной дислокации или фациальной изменчи-
вости пласта вблизи контура нефтеносности. Геолог В. С. Мелик-
Пашаев [48] указывает на еще одну возможную причину снижения
активности краевой воды, заключающуюся в уменьшении проницаемо-
сти приконтурной зоны пласта в результате образования твердых мине-
ральных частиц при взаимодействии нефти с пластовой водой. С дру-
гой стороны, необходимо учесть, что поверхность сброса в зависимости
от ее состояния может становиться проводником активных верхних или
нижних вод. Определение принадлежности краевой воды к эксплоата-
ционному объекту или к другому пласту является одной из основных
задач нефтепромысловой гидрогеологии.
Всестороннее изучение продуктивной зоны пласта дает основание
для установления интенсивности других режимов пласта. Наличие
газовой шапки, ее сравнительные с залежью размеры и запасы указы-
вают на существование одной из разновидностей газонапорного режима.
Исследования нефти и растворенного в ней газа в пластовых усло-
виях, коэфициента растворимости и давления насыщения, а также допу-
стимого давления на забой выявляют условия, при которых начнет
проявлять себя режим растворенного газа. Наконец, отсутствие давле-
ния на контуре нефтеносности является прямым признаком гравитаци-
онного режима.
Знание физико-геологических констант пласта и содержащихся в нем
жидкостей и газа — упругости воды, нефти и пласта, проницаемости и
пористости среды, насыщенности погребенной воды, вязкости флюидов
в пластовых условиях — при установлеЕшом режиме обеспечивает воз-
можность расчетного определения на основе физических законов ско-
рости и продолжительности процесса эксплоатации, изменения пласто-
вого давления и дебитов.
Можно, воспользовавшись данными о дебитах и давлениях, полу-
ченными во время эксплоатации залежи первыми скважинами, устано-
вить режим пласта и некоторые пластовые параметры. Этой цели
должны служить разведочные скважины, пробуренные для открытия
залежи и разведки контуров ее нефтеносности и структуры.
Эксплоатационный объект с помощью этих немногих скважин сле-
дует подвергать целому комплексу исследований, в результате кото-
рых и при учете геолого-гидрологических данных должны быть полно-
стью выяснены его природа и параметры. Скважин для этой цели
может быть немного, но они должны охватывать все части залежи.
В этом случае установленные исследованиями параметры пласта будут
являться средними величинами для данной залежи или укажут законо-
мерности в их распределении. Эти средние величины в дальнейшем мало
будут отличаться от средних, определенных в результате бурения боль-
шого числа скважин после принятия и осуществления системы разра-
ботки пласта.
Особенно важное место среди исследуемых скважин занимают те
из них, которые в процессе поисков контуров нефтеносности оказались
в законтурной области пласта. Эти скважины должны быть оборудо-
ваны особой контрольно-измерительной аппаратурой и отнесены к кате-
76 Глава IV
гсрии скважин-пьезометроз, с помощью которых осуществляется надзор
за процессом разработки залежи.
Исследовательские работы, выявляющие режим пласта и его пара-
метры, должны вплотную следовать за разведкой залежи и должны
быть неразрывно связаны с проектированием системы разработки.
§ 2. ГРАНИЧНЫЕ УСЛОВИЯ ПРИ РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ
Условия разработки и эксплоатации нефтяных пластов определя-
ются не только происходящими в самой залежи внутренними процес-
сами, но и внешними. Очень редко пласты работают исключительно
при режиме растворенного газа и при отсутствии как напора краевых
вод, так и напора со стороны газовой шапки.
Внешними факторами, влияющими на разработку и эксплоатацию
нефтяных залежей, являются предполагаемое простирание и размеры
водонасыщенной части пласта, расстояние до ближайших выходов
пласта на дневную поверхность, абсолютные отметки этих выходов,
наличие и размеры газовой шапки (если таковая имеется). Эти данные
позволяют установить характер напорного режима. Кроме того в зави-
симости от соотношения объемов нефти и газа в газовой шапке и воды
в пласте за контуром водоносности они позволяют оценивать степень
влияния на режим эксплоатации пласта упругих свойств газа, воды и
нефтесодержащей породы,
В результате изучения внешних (по отношению к нефтяной залежи)
факторов устанавливают:
а) форму и расстояние от залежи области питания;
б) форму и размеры газовой шапки.
На основании полученных данных можно установить к о н т у р
•пит а ния залежи, т. е. контур той линии, на которой в период раз-
работки и эксплоатации пласта давление остается либо постоянным,
либо изменяется по определенному закону в зависимости от темпа
отбора жидкости и объема газа в пласте.
Изучение внешней обстановки должно базироваться на наблюде-
ниях и соответствующих замерах в разведочных скважинах, скважи-
нах-пьезометрах, а также на данных регионального геологического изу-
чения всего бассейна в целом, в пределах которого нефтяная залежь
составляет только небольшую часть.
Приток нефти к забоям скважин находится в прямой зависимости
от разности давлений на контуре питания и на забоях эксшгоатируемых
скважин. Поэтому для определения дебитов скважин и залежи в целом
необходимо эти давления установить.
Давление в пласте на контуре питания можно считать равным
начальному пластовому давлению в залежи. Поскольку величина пла-
стового давления может изменяться в зависимости от положения сква-
жин на структуре, следует относить замеры пластового давления
в залежи к какой-либо одной плоскости. За такую плоскость удобно
принимать плоскость первоначального положения водонефтяного кон-
такта.
Пластовое давление, замеренное в первых скважинах в самом
начале их эксплоатации и отнесенное к абсолютной отметке плоскости
водонефтяного контакта, является, таким образом, д а в л е н и е м на
к о н т у р е п и т а н и я.
Для тех нефтяных пластов, которые имеют выходы на дневную
поверхность, можно считать, что давление на контуре питания в про-
цессе разработки и эксплоатации нефтяной залежи остается неизмен-
Основные геологические условия разработки 77
ным. Такое допущение основывается на том соображении, что объем
отбираемой из пласта жидкости компенсируется притоком в него воды
из поверхностных источников в местах выходов пласта. Если же по-
верхностные источники слабы или доступ воды в пласт затруднен,
в таком случае статический уровень в пласте по мере отбора из него
жидкости будет постепенно падать.
Принимая во внимание то обстоятельство, что зеркало воды в бас-
сейне пласта обычно имеет очень большую площадь, такое понижение
статического уровня вод будет незначительным и практически не изме-
нит давления в пласте.
Наблюдаемое в процессе разработки и эксплоатацин, даже при
отчетливо водонапорном режиме, падение пластового давления в пре-
делах нефтяной залежи (зоны отбора жидкости) вызывается не паде-
нием давления на контуре питания, а во-первых, усилением взаимо-
влияния скважин по мере увеличения их- количества и уплотнения и,
во-вторых, упругими свойствами жидкости и вмещающей их породы.
Вследствие проявления этих свойств лишь через длительный промежуток
времени может иметь место установившееся движение в пласте, после
чего давление в залежи при неизменном отборе должно оставаться
постоянным.
При наличии в начальной стадии разработки и эксплоатации неф-
тяной залежи режима ^растворенного газа падение давления в ней
несколько замедлится вследствие выделения в пласте газа из нефти и
последующего его расширения.
При газонапорном режиме начальное пластовое давление опреде-
ляется на плоскости газонефтяного контакта или даже, пренебрегая
весом газа, в любой точке в пределах газовой шапки. При таком
режиме давление на контуре питания (на границе газ—нефть) падает
в процессе эксплоатации залежи в соответствии с отбором из пласта
нефти и газа и размерами газовой шапки. В случае нагнетания газа
в зону газовой шапки давление в ней, естественно, будет изменяться
в зависимости от количества поступающего в газовую шапку газа
извне.
Таким образом, тщательное измерение величины начального пла-
стового давления в первых же скважинах, с помощью которых данный
пласт был опробован, совершенно обязательно.
Кроме давления на контуре питания, для установления дебита
скважин и залежи в целом необходимо знать второе граничное усло-
вие — давление на забоях скважин в период их эксплоатации и условия
входа жидкости в скважину.
Известно, что чем меньше будет забойное давление, чем больше
будет депрессия на пласт, тем большим будет дебит скважин. Однако
в большинстве случаев нельзя снижать давление на забое скважин
ниже некоторого предела. Причинами ограничения снижения забойных
давлений или, что то же, отбора жидкости из скважин являются бли-
зость вод о- или газонефтяного контакта, частичное заводнение сква-
жин, поступление из пласта в большом количестве песка, недопущение
выделения в пласте газа из нефти, технические условия подъема жид-
кости на поверхность и т. а В том случае, когда причиной, ограничи-
вающей забойное давление, является поступление в скважину песка,
следует установить предельный отбор жидкости, так как при всех рав-
ных условиях количество поступающего песка является функцией ско-
рости движения жидкости в призабойной зоне. По установленному пре-
дельному отбору жидкости определяется величина забойного давления,
которой следует придерживаться при эксплоатации пласта.
78 Глава IV
Предельные забойные давления или отборы устанавливают либо
опытным путем (при поступлении песка, воды или газа) в процессе
эксплоатации пласта, либо с помощью соответствующих расчетов (при
недопущении выделения газа из нефти, при тех или иных технических
условиях подъема жидкости).
На дебит отдельных скважин, кроме величины забойного давления,
оказывают влияние и условия входа скважин в пласт, т. е. степень
вскрытия скважиной пласта (степень совершенства скважин), тип
фильтров, радиусы скважин и т. п. Все эти данные следует иметь в виду
при решении вопросов рациональной разработки нефтяных залежей.
Все эти условия определяют конструкции скважины и забоя, поэтому
при установлении по данным эксплоатации скважин параметров пласта
следует учитывать влияние существующих конструкций забоев сква-
жин, а при установлении предполагаемых дебитов скважин — будущих
конструкций забоев скважин.
ГЛАВА V
ИЗУЧЕНИЕ ФИЗИКО-ГЕОЛОГИЧЕСКИХ
ПАРАМЕТРОВ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
§ 1. СТРУКТУРНЫЕ УСЛОВИЯ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ
Для правильного разрешения проблемы рационального размеще-
ния скважин и определения их количества необходимо помимо изуче-
ния данных для распознавания режима пласта знать также форму
и размеры разрабатываемой нефтяной залежи, т. е. выяснить ее гео-
логическое строение. В это понятие входят:
а) тектоническое строение пласта, вмещающего нефтяную залежь;
б) площадь залежи нефти;
в) мощность пласта, общая и эффективная; ее изменчивость по
простиранию;
г) площадь залежи газа в газовой шапке, если таковая имеется;
д) характер контакта «нефть—вода» со стороны краевых вод и
«нефть—газ» со стороны газовой шапки.
В отношении тектонического строения нефтяных пластов следует
подчеркнуть очень большое разнообразие структурных форм» которым
подчинены залежи нефти. Начиная от крутобоких антиклинальных
складок и крутопадающих моноклиналей, подчас осложненных надви-
говыми явлениями, столь свойственными складчатым зонам горных
систем, и кончая пологими, едва выраженными в пластике земной
коры платформенными структурами, меняется строение нефтесодержа-
щих структурных форм. Наличие радиальных нарушений — сбросов
или взбросов — часто еще более усложняет строение нефтяных место-
рождений.
Все эти элементы геологического строения того или иного нефтя-
ного пласта должны быть отображены на геологических профилях и
структурных картах. Структурные карты, начиная с первых схем, выри-
совывающихся в результате проводки первых разведочных скважин,
все время совершенствуются и дополняются в процессе дальнейшего
разбуривания данной нефтяной залежи.
По данным оконтуривающих разведочных скважин на структур-
ные карты наносятся линии контуров нефтеносности как по кровле,
так и по подошве нефтяного пласта. Последнее имеет особое значение
при определении запасов и размеров нефтяных залежей и для решения
задач рациональной разработки пологих структур платформенного
типа, когда по причине залегания нефтесодержащих пластов, близкого
к горизонтальному, очень большие площади, заключенные между
80 Глава V
внешним (по кровле) и внутренним (по подошве) контурами нефте-
носности, содержат в нижней части разреза воду.
Во многих нефтяных месторождениях наблюдается значитель-
ное колебание мощности того или иного нефтеносного пласта в преде-
лах контуров залежи. Особенно следует учитывать колебания мощности
эксплоатациошюго объекта в месторождениях с линзовидным залега-
нием нефтяных песков или резким колебанием их мощности. Все эти
данные изображаются на специальных картах равных мощностей или
«изопахит».
Следует различать понятия общей мощности и эффективной мощ-
ности пласта.
Очень часто нефтеносные горизонты содержат прослои различной
пористости и проницаемости, вплоть до того, что некоторые из этих
прослоев или полностью лишены нефтенасыщения (тонкие прослойки
глин, прослои уплотненных песчаников, известняков и т, п.) или прак-
тически в силу слабой проницаемости не могут явиться проводниками
для нефти. Совершенно ясно, что подобные прослои должны быть
исключены из разреза данного нефтеносного горизонта при подсчете
запасов и решении других задач, связанных с производительностью
залежи. Таким образом, возникает необходимость введения еще одного
нового параметра, вытекающего из понятия об э ффе к т и в н о й или
п о л е з н о й мо щно с т и.
Подобно тому, как строятся карты равных мощностей для неф-
тяных горизонтов в целом (включая непродуктивные прослои), могут
быть построены и карты равного нефтенасыщения.
При наличии в повышенной части нефтяного пласта газовой шапки
ее оконтуривают разведочными скважинами. По полученным данным
на структурную карту или план залежи наносятся контуры нефтенос-
ности, внешний (по подошве) и внутренний (по кровле нефтеносности)
со стороны газовой шапки.
Поверхности водонефтяных контактов не всегда строго горизон-
тальны; в ряде случаев отмечается падение этих поверхностей в сторону
крыльев антиклинальных складок, которым подчинены нефтяные
залежи. Отмечается также сползание контуров в сторону погружений
длинных осей складок. Кроме того по некоторым данным контакт
между нефтью и водой нельзя представлять себе как плоскость, четко
разделяющую эти две разнородные среды; в действительности в пла-
стах существуют зоны той или иной мощности, в которых вода и нефть
смешаны между собою. Правда, такая точка зрения не может быть
признана доказанной.
Во всяком случае, вопрос о положении и характере контакта между
нефтью и водой, с одной стороны, и нефтью и газом (при наличии газо-
вой шапки), — с другой, для целей рациональной разработки требует
тщательного изучения.
§ 2. ФИЗИКО-ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА КОЛЛЕКТОРОВ
Большое значение для определения суммарных и промышленных
запасов нефти и газа, а также для качественной оценки коллекторов
имеют их пористость и проницаемость.
/. Пористость породы
Пористость коллектора (породы) определяет емкость единицы
его объема, которая в той или иной степени может быть заполнена
Изучение физикогеологических параметров месторождения 81
жидкостью (нефтью, водой) или газом. Однако далеко не все горные
породы, даже обладающие высоким коэфициентом пористости, могут
рассматриваться как коллекторы нефти.
Как известно, основными и лучшими коллекторами являются
пески и песчаники, в то время как глины в большинстве случаев
практически непроницаемы, несмотря на то, что они обладают большой
пористостью. В известняках и доломитах наблюдаются резкие колебания
коллекторских свойств. Мерилом при определении коллекторских
свойств горных пород являются форма и величина пустот или пор.
Для практических целей необходимо ввести в наши представления
наряду с понятием физической или абсолютной пористости, не зави-
сящей от формы пустот, понятие об э ффе к т и в н о й или пол е з -
ной по р ис т о с т и, зависящей и от формы пустот.
Абсолютная пористость охватызает весь объем пустот горной
породы независимо от величины и размера отдельных пор и сеченил
поровых каналов. Она включает всю сумму объемов сверхкапиллярных,
капиллярных и субкапиллярных поровых пространств.
Эффективная или полезная пористость включает только объем тех
поровых пространств, через которые возможно движение жидкостей
(воды или нефти) под воздействием тех или иных сил, соизмеримых
с силами, возникающими при разработке и эксшюатации нефтяных
месторождений. Таким образом, при определении понятия эффективной
пористости из общего объема пор горной породы должен быть исключен
весь объем пустот, образуемый поровыми субкапиллярными простран-
ствами и некоторой частью капиллярных поровых каналов, имеющих
малое сечение.
Из существующих методов определения пористости плотных (не-
сыпучих) пород объемный способ, предложенный Г. Ф. Мельхером [86]
в 1921 г., теоретически должен давать результаты, наиболее близкие
к действительной величине абсолютной пористости; однако практические
недостатки способа несколько снижают его точность. Основным недо-
статком способа Мельхера является трудность получения тонкой обо
лачки парафина, которая должна плотно покрывать исследуемый кусо-
чек породы и в то же время не входить в его поры. Несмотря на то,
что опускаемый в расплавленный парафин кусочек породы должен
иметь температуру не выше комнатной, воздух в порах обычно успевает
частично расшириться и несколько вздуть парафиновую оболочку.
Помимо этого при погружении в парафин таких пород, как уплотнен-
ные пески или песчаники, часто часть песчинок (зерен) осыпается, при-
стает к пальцам и т. п., тем самым искажая (в сторону уменьшения)
вес кусочка породы в сравнении с первым его взвешиванием. Затрудни-
тельно также удаление пузырьков воздуха из измельченной пробы, по-
скольку при этом необходимо соблюдать осторожность во избежание
возможного выбрасывания из пикнометра отдельных частичек при слиш-
ком быстром разрежении в вакууме.
Весовой способ или способ поглощения, наоборот, дает результаты,
близкие к действительной величине эффективной пористости, поскольку
он заключается в определении количества поглощенной исследуемым
кусочком породы той или иной жидкости (например, воды, керосина
и др.) путем взвешивания образца в просушенном и насыщенном
состоянии.
Но и этому способу присущи известные недостатки. Так, недостат-
ком является неопределенность момента высушивания образцов перед
их взвешиванием в насыщенном жидкостью состоянии. Пои этом может
82 Глава V
или стечь слишком большое количество жидкости (воды, керосина
л т. п.) или, наоборот, остаться избыточное количество в виде капли.
При небольших размерах образцов такое количество может составить
довольно заметный процент к общему количеству поглощенной жидко-
сти. Затем при погружении в жидкость многие песчаные породы или
осыпаются или даже расплываются; все это влияет, конечно, на точность
определения пористости.
В литературе встречается определение эффективной или полезной
пористости как процентного отношения всех соединенных между собою
пор образца к его полному объему (объем твердых частиц плюс объем
пор). Это определение близко к действительности при измерении пори-
стости известняков и доломитов, когда сообщаемость пор является
решающим показателем эффективной или полезной пористости- Однако
такое определение включает также объем соединенных между собою
поровых пространств, близких к субкапиллярным, по которым движение
жидкости практически также неосуществимо. Это обстоятельство
имеет значение для многих песчаных пород, принадлежащих к катего-
рии глинистых песков и алевритов. Поэтому при определении эффектив-
ной пористости следует исходить из основного условия— возможности
движения жидкостей через поровые каналы.
Не следует также смешивать понятие эффективной пористости
с зарисовкой конфигурации, формы и площади полезного сечения поро-
вых каналов, т. е. определением структуры поровых пространств.
Такое исследование эффективной пористости допускает много
неточностей, и ему присуще гораздо больше недостатков, нежели методу
определения пористости по весовому способу, однако благодаря своей
показательности им следует пользоваться для качественной оценки
структуры поровых пространств.
Для изучения проблемы рациональной разработки нефтяных зале-
жей следует пользоваться данными определения пористости по весовому
способу или по способу поглощения, как наиболее близко совпадающими
с действительной величиной эффективной или полезной пористости и
дающими количественную оценку этому показателю.
Методика определения пористости, проницаемости и других
свойств горных пород и стандартная аппаратура для этого были раз-
работаны на совещании по исследованию кернов при Министерствах
нефтяной промышленности (июль 1947 г.) и будет опубликована в спе-
циальной инструкции.
Как известно, пористость тех или иных пластов может изменяться
как в вертикальном, так и в горизонтальном направлениях. Обычно
изменения пористости в горизонтальном направлении или по простира-
нию пластов происходят постепенно и последовательно.
Изменения в вертикальном направлении или поперек мощности
и слоистости пласта происходят подчас очень быстро и резко. Это
обстоятельство необходимо тщательно учитывать при изучении физико-
геологических свойств коллекторов, так как только таким образом
можно установить общую картину изменения этих свойств по пласту.
Большое значение имеет отбор кернов пород по всей продуктивной
мощности пласта и в разных частях нефтяной залежи. Поэтому при
проведении разведочных скважин следует производить полный отбор
кернов, а для более детального изучения пласта в таком же порядке
в зависимости от изменчивости его свойств следует бурить и некото-
рое число эксплоатационных скважин.
В результате лабораторного исследования образцов пород на опре-
деление пористости устанавливается ее среднее значение по отдельным
Изучение физикогеологических параметров месторождения 83
скважинам или, что то же, по мощности пласта в отдельных точках.
При этом следует иметь в виду степень изменчивости пористости
в отдельных прослоях, в совокупности образующих нефтяной пласт.
Если изменения пористости от прослоя к прослою сравнительно неве-
лики, то средняя арифметическая величина из всех определений по раз-
резу пласта может быть принята в качестве среднего значения пористо-
сти в данной точке залежи. Если же эти изменения происходят резко
или если на общем фоне примерно равных значений пористости выде-
ляются один-два резко отличных прослоя, то для вывода среднего зна-
чения пористости необходимо брать средневзвешенную величину от
всей суммы определений.
На основании полученных средних значений пористости пласта по
отдельным скважинам (точкам залежи) можно получить ясное пред-
ставление о региональном изменении пористости по пласту в гори-
зонтальном направлении, т. е. вкрест простирания и по его прости-
ранию. Для этой цели строят специальные карты пористости по
пласту путем объединения соответствующими изолиниями участков
с одинаковыми (в пределах соответствующей градации) значениями
пористости. На карте показательно выявляются отдельные поля с раз-
личной пористостью пласта; в случае больших значений изменчивости
пористости, резкого отличия таких полей это обстоятельство, вызывае-
мое изменчивостью литологии пород, обусловленной процессом седи-
ментации осадков, помимо научного интереса должно иметь серьезное
практическое значение, поскольку с ним связываются распределение
суммарных (объемных) запасов нефти и отчасти производительность
залежи,
2. Проницаемость породы
При изучении и разрешении проблемы рациональной разработки
нефтяных залежей проницаемость коллекторов имеет не меньшее, если
даже не большее значение, чем пористость.
Проницаемость является одним из важнейших параметров, харак-
теризующих коллекторские свойства пласта и условия движения жидко-
стей (нефти и воды) и газа через его пористую среду. Подобно тому,
как все без исключения горные породы обладают известной абсолютной
пористостью, они также в той или иной мере являются проницаемыми
для газов и жидкостей. Например, при применении очень высокого дав-
ления воду можно продавить даже через массивно-кристаллические
породы или уплотненные сланцы. Однако в естественных, природных,
условиях нефтяных месторождений при существующих пластовых дав-
лениях, при которых происходят перемещение и проталкивание воды и
нефти, многие породы практически непроницаемы. К таким, как уже
отмечалось выше, относятся горные породы, структура поровых про-
странств которых в основном определяется развитием субкапиллярных
и близких к ним по размерам поперечного сечения капиллярных кана-
лов независимо от величины коэфициента абсолютной пористости
(глины, глинистые сланцы, глинистые алевриты и т. п.). Практически
непроницаемы также породы, поры и пустоты которых, относительно,
быть может, и крупные, не имеют сообщения между собою (некоторые
разновидности известняков и доломитов).
Таким образом, в условиях нефтяных месторождений следует раз-
личать практически проницаемые и непроницаемые горные породы. Про-
ницаемость должна определяться как свойство пород пропускать через
себя жидкости (нефть и воду) и газы в условиях тех давлений, при
которых происходит их перемещение.
84 Глава V
Для определения проницаемости горных пород существует ряд при-
боров [53, 63], дающих возможность применять в качестве флюида
газ и жидкости. При выборе флюида следует учитывать целе-
вую установку, которая ставится перед опытом. Для получения точной
физической константы, находящейся в полном соответствии с законом
Дарси, необходимо, чтобы выбираемый флюид не мог оказать (в силу
своих физико-химических свойств) никакого влияния на физическую
характеристику порового пространства породы. Поэтому не следует
в качестве флюида применять воду, так как при ее фильтрации через
породу часто происходят разбухание, гидратация глинистых частиц,
иногда выделение пузырьков и т. п., что приводит к уменьшению живого
сечения поровых каналов и, следовательно, к искажению результатов
измерения. Безусловно не следует применять воду, не отфильтрованную
от механических примесей, равно и недестиллированную воду, соли
которой могут приходить во взаимодействие с породой. И уж совер-
шенно не пригодна в качестве флюида нефть, так как в процессе ее
фильтрации через пористую среду происходят адсорбция тяжелых угле-
водородов (смол и т. п.) и часто отложение парафина на поверх-
ности поровых каналов, что вызывает закупорку значительного коли-
чества поровых каналов и лишает возможности сравнивать получаемые
результаты с результатами измерений проницаемости образцов пород,
взятых из других пластов, обладающих иной физической и петрографи-
ческой характеристикой.
Поэтому для получения данных о физической константе данной
породы, ее абсолютной или физической проницаемости, сравнимой
с физической проницаемостью другой породы, следует пользоваться
в качестве флюида воздухом (газом) или керосином, химически очи-
щенным от смол, асфальта и механических примесей. Применение
дестиллированной воды дает несколько худшие, но все же близкие
результаты.
Величиной абсолютной или физической проницаемости практиче-
ски пользуются для сравнительной качественной оценки коллекторов.
Лабораторное измерение эффективной или полезной проницаемости
должно проводиться в условиях, совпадающих с пластовыми
условиями.
Помимо принципиальных затруднений, встречающихся при лабо-
раторном изучении проницаемости горных пород, существенны также и
практические. Дело в том, что почти невозможно извлечь полные
колонки (кернов) даже при сплошном отборе грунтов из нефтеносных
горизонтов; особенно велики потери при взятии колонок из песчаных
пластов. Кроме того, следует подчеркнуть, что нефтяные пласты обычно
не представляют собою нечто однородное по вертикали. Например, неф-
теносные песчаные пласты подчас состоят из чередующихся разнозерни-
стых песчаных, а иногда и глинистых или плотных прослоев песчани-
ков. Такие прослои различной мощности характеризуются различной
проницаемостью.
То же, что нами было отмечено в отношении изменчивости пори-
стости, в еще большей степени относится к нефтяным пластам и в отно-
шении их проницаемости. Этот фактор в некоторых случаях, осо-
бенно при залегании нефти в известняках, имеет исключительно боль-
шое значение.
Недостаточный вынос колонковыми бурами кернов не дает возмож-
ности определить с достаточной точностью среднюю проницаемость неф-
тяных пластов как по разрезу данной конкретной скважины (точки),
так и по пласту в целом. По этой причине при практическом определе-
Изучение физикогеологических параметров месторождения 85
нии средних условий проницаемости того или иного пласта приходится
допускать некоторое приближение, так как нельзя измерить прони-
цаемость абсолютно всех прослоев, составляющих данный нефтяной
пласт.
Отмеченные выше недостатки методики определения проницаемости
породы по кернам устранены в гидродинамической методике определе-
ния средней эффективной проницаемости пласта по данным отборов
жидкости из скважин (см. гл. XIV).
Методика вычисления средней величины проницаемости по всей
мощности пласта по отдельным скважинам (точкам) та же, что и при
вычислении средней пористости. По такому же способу строятся спе-
циальные карты равной проницаемости нефтяных пластов.
§ 3. Объемные (суммарные) запасы нефти в залежи, кроме величины
объема нефтесодержащих пород и их пористости, зависят от степени
насыщенности коллекторов нефтью, т. е. от так называемого к о э ф и-
ц и е нт а н а с ыще н и я.
Не все поровые пространства в нефтеносных породах заняты
нефтью. Это обусловливается рядом причин: а) наличием погребенной
или реликтовой воды, б) наличием газа в свободном состоянии, зани-
мающего некоторый объем пор.
О существовании наряду с нефтью погребенной или реликтовой
гзоды в нефтеносных пластах известны многочисленные, указания в ли-
тературе, но они весьма разноречивы в оценке доли участия в запол-
нении поровых пространств этой водой. Вполне возможно, что еще со
времени отложения пород в них осталась погребенная вода, оказываю-
щая противодействие миграции и аккумуляции в определенных зонах
нефти и газа. Из поровых каналов с относительно более крупными
сечениями эта вода была вытеснена, но осталась в тончайших и тем
более в субкапиллярных каналах. Кроме того в силу того, что боль-
шинство минералов, входящих в состав нефтеносных песков и песчани-
ков, лучше смачивается водой, нежели нефтью, — некоторое количе-
ство воды остается в виде пленки на стенках капиллярных поровых
каналов большего сечения и в зонах контакта отдельных зерен песка.
Таким образом, условия одновременного сосуществования нефти,
газа л воды в нефтесодержащих коллекторах могут быть представлены
в следующем виде;
а) поверхность пор смочена водой, вследствие чего ни нефть, ни
газ не имеют непосредственного контакта с зернами породы;
б) нефть и газ находятся в более широких и соединяющихся между
собой порах;
в) вода целиком заполняет наиболее тонкие трещинки и капилляр-
ные каналы, особенно те, которые прерываются.
Первыми исследователями (1929 г.), сумевшими правильно объяс-
нить и интерпретировать наличие воды в нефтесодержащих породах,
были Н. Т. Линдтроп и В. М. Николаев [44].
Цифры содержания погребенной или реликтовой воды по отноше-
нию ко всей жидкости в нефтяных пластах, указываемые различными
исследователями, весьма разнообразны. С. Л. Закс [33] приводит таб-
лицу, в которой сведены результаты немногочисленных лабораторных
определений водонасыщенности объема пор. Она колеблется в пределах
от 6 до 71,2%, составляя в большинстве случаев 20—40%. При этом
указывается, что отбор большинства кернов производился при бурении
86 Глава V
скважин с глинистым раствором. Содержание воды в кернах, отобран-
ных из скважин, бурившихся на нефть, не превосходит 27,7%. Один из
американских исследователей М. Стеколл [91] приводит данные по
одному сильно истощенному пласту, залегающему на глубине 330 м.
Керны были отобраны из 25 скважин, причем в пяти из них бурение
производилось на нефть. В кернах, отобранных из последних скважин,
было обнаружено всего 18,2% воды, тогда как в кернах из остальных
скважин воды оказалось 52,1%, т. е. в три раза больше. Следовательно,
.для более точного и правильного определения процента содержания
погребенной или связанной воды необходимо соблюдение определенных
условий отбора кернов проходимых пород из нефтяных пластов с тем,
чтобы не допустить проникновения в них воды из глинистого раствора.
Также нельзя лопустить вытеснения и потери части первоначально
содержавшихся в керне флюидов в результате расширения газа вслед-
ствие понижения давления при подъеме керна с забоя скважины на
дневную поверхность. Соблюдение таких условий до некоторой степени
может быть достигнуто применением специальных колонковых буров,
устройство которых дает возможность отбирать керны с сохранением
давления в них, хотя и в этом случае не может быть предотвращена
инфильтрация воды из глинистого раствора в породу во время бурешш.
В нашей литературе приводится мало сведений о лабораторных
определениях содержания воды в образцах нефтеносных пород.
Н. Т. Линдтроп и В. М. Николаев [44] указывают, что в четырех образ-
цах нефтяных песков, отобранных ими в Шубанинской штольне.
(Баку), оказалось от 10,6 до 13,7% воды. Затем, уже гораздо позднее,
С. Л. Закс приводит цифры содержания реликтовой воды в девон-
ских нефтеносных песчаниках Туймазинского месторождения, а именно
~ 16%, одновременно указывая на почти полное отсутствие воды
в девонских песчаниках одного из северных нефтяных месторождений.
Последнее он объясняет гидрофобизацией поверхностей частиц песча-
ника в коллекторе в результате воздействия поверхностно-активных
веществ, находящихся в некоторых нефтях.
Небольшое количество данных о содержании погребенной воды
объясняется тем, что ее определение сопряжено прежде всего с боль-
шими трудностями получения безупречных образцов пород-коллекторов,
а также с отсутствием достаточно разработанной методики, которая
позволила бы отделить воду, задержанную в тончайших поровых про-
странствах, от воды кристаллизационной. В таких случаях обычно при-
бегают к нагреву и перегонке исследуемых образцов и анализу содер-
жащейся в них жидкости. При этом неизбежны частичный распад
отдельных зерен и, стало быть, выделение кристаллизационной воды.
Те же методические недостатки присущи и способу определения содер-
жания нефти и воды в породе методом отгонки горячим воздухом, при
котором температура поднимается до 450—500° С. Ближе к реальным
условиям стоит дестилляционно-экстракционный способ, испытанный
С. Л. Заксом [34] в лаборатории Института горючих ископаемых АН
СССР.
Существуют и другие (но уже косвенные) методы определения
содержания воды в кернах нефтяных пластов, например, способ опре-
деления количества погребенной воды, исходя из содержания хлоридов
в породе и контурной воде, или способ, примененный В. Н. Дахновым
на основе анализа электрокароттажных диаграмм, и т. п.
В практических условиях, имея в виду особую важность (при
исчислении объемных запасов нефти в пластах) определения количе-
ства присутствующей воды, для максимального уточнения сред-
Изучение физикогеологических параметров месторождения 87
него содержания погребенной воды в коллекторе необходимо произво-
дить определение ее содержания всеми имеющимися в распоряжении
способами.
Суммируя все сказанное, можно сделать вывод, что содержание
погребенной, реликтовой, воды з нефтеносных породах в среднем близко
к 15—20%. С некоторым приближением, учитывая очень малую вероят-
ность присутствия свободного газа в порах нефтенасыщенного коллек-
тора, можно считать, что весь остальной объем порового пространства
(помимо занятого погребенной водой) занят нефтью, т. е. одновременно
решить вопрос о нефтенасыщенности породы. К тому же методика лабо-
раторного определения этой величины аналогична методике определе-
ния содержания воды.
Таким образом, средняя величина коэфициента насыщения в нефтя-
ных пластах составляет 80—85% с небольшими отклонениями в ту
или другую сторону. Любопытно отметить, что еще И. М. Губкин,
Д. В. Голубятников и другие считали возможным пользоваться коэфи-
циентом насыщения порядка 60—80%, т. е. цифрами, близкими к полу-
чаемым при лабораторных исследованиях кернов.
Для определения промышленных запасов нефти в пластах имеет
значение величина конечного нефтенасыщения коллекторов к моменту
прекращения эксплоатации залежи. Промышленные запасы обусловлены
разностью между начальной и конечной иефтенасыщеиностью пластов.
Таким образом, для оценки производственных возможностей нефтяных
пластов необходимо определение еще одного, притом весьма важного
показателя — коэфициента нефтеотдачи, характеризующего отношение
между количеством могущей быть добытой нефти и количеством нефти,
содержащейся в породе.
Определение коэфициента нефтеотдачи, особенно в начальной ста-
дии разработки нефтяных залежей, вызывает большие трудности, так
как нет достаточно точной и надежной методики определения его в ла-
бораторных условиях. Методы определения нефтеотдачи и применяе-
мая при этом аппаратура описаны в инструкции по исследованию
кернов.
Обычно в лабораторных условиях величины коэфициента нефте-
отдачи получаются несколько заниженными. При проведении исследова-
ний необходимо возможно более точное соблюдение соответствия при-
меняемого перепада давления с существующим при эксплоатации неф-
тяного пласта. Практически же в лабораторных условиях вследствие
малой длины образцов породы применяемые перепады давления,
несмотря на свою малую абсолютную величину, намного превышают
в своем относительном значении перепады давлений, существующие
при эксплоатации нефтяных пластов.
§ 4. ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ФЛЮИДОВ
В ПЛАСТОВЫХ УСЛОВИЯХ
Для изучения процессов движения и вытеснения нефти из нефтесо-
держащих коллекторов большое значение имеют физические свойства
флюидов — нефти, газа и воды. Основными являются вязкость, уд. вес,
растворимость газа в нефти, причем все эти свойства должны быть
установлены с максимальным приближением к природным условиям
нефтяных пластов.
К сожалению, до сих пор не существует надежных приборов-сна-
рядов, обеспечивающих отбор проб нефти и газа с забоев нефтяных
скважин с сохранением в них пластового давления и температуры.
88 Глава V
Скорейшее конструирование и изготовление таких пробоотборников
являются насущными задачами.
В силу указанных причин практически приходится прибегать к неко-
торым расчетам, позволяющим решать поставленные задачи с известным
приближением.
В я з к о с т ь нефтей различных залежей изменяется в очень широ-
ких пределах в зависимости от их химического состава и условий зале-
гания. Так, например, известно, что повышение молекулярного веса той
или иной нефти обусловливает увеличение ее вязкости. На вязкость
нефти оказывают влияние давление и температура. В нефтяных пластах!
залегающих на значительных глубинах, влияние обоих этих факторов,
естественно, возрастает.
Если рассматривать только изменение давления при постоянной
температуре, то вязкость нефти с увеличением давления несколько воз-
растает, но незначительно. Гораздо больше влияние температурного
фактора. Экспериментальные работы показывают, что с повышением
температуры вязкость нефти понижается сначала быстро, а затем мед-
ленно; при этом тяжелые нефти дают крутые кривые, а легкие —- более
пологие.
Поскольку с глубиной залегания земных слоев происходит повыше-
ние температуры (в условиях нефтяных месторождений геотермическая
ступень обычно ниже средней для земной коры), вязкость нефти Б пла-
стах всегда ниже вязкости, измеренной на поверхности. Это понижение
зависит, как уже отмечалось, от состава нефти и температуры.
Приближенно для средней нефти при температуре пластов, залегающих
на глубинах порядка 1500—1700 м, можно считать, что вязкость нефти
вдвое меньше вязкости той же нефти на поверхности.
Наблюдаемое понижение вязкости нефти с глубиной залегания неф-
тяных пластов, несомненно, является благоприятным фактором для
облегчения условий ее фильтрации через пористую среду коллектора.
Определять вязкость в зависимости от давления и температуры
следует в лабораторных условиях. В качестве исключения, в случае
отсутствия необходимой аппаратуры, можно использовать готовые кри-
вые изменения вязкости средних нефтей в зависимости от указанных
факторов. Так, например, можно воспользоваться графиком [65], приве-
денным на фиг. 3, чтобы определить вязкость нефти при пластовом дав-
лении, если последнее больше, чем давление насыщения. При этом
должны быть известны давление насыщения и вязкость насыщенной
газом нефти.
Для определения (по фиг. 3) вязкости при пластовом давлении сна-
чала находят разность между пластовым давлением и давлением насы-
щения, проводят вертикальную прямую из этой точки до пересечения
с прямой, обозначенной величиной заданной вязкости насыщенной
нефти, и по точке пересечения отсчитывают значение искомой вязкости
по оси ординат.
Вязкость насыщенной газом нефти может быть определена с по-
мощью данных фиг. 7.
Определение у д е л ь но го в е с а нефтей в пластовых условиях
представляет нелегкую задачу при отсутствии пробоотборника, сохра-
няющего в пробе нефти природные условия нефтяного пласта. В таких
случаях необходимо учитывать состав газа, величину газового фактора,
уд. вес газа, давление и температуру пласта, коэфициент расширения
нефти при изменении температуры и коэфициент сжатия нефти при пла-
стовом давлении.
Изучение физикогеологических параметров месторождения
89
Пользуясь экспериментальной зависимостью [46], можно также при-
ближенно установить уд. вес нефти в пластовых условиях с учетом рас-
творенного в ней газа. Для этого должны быть известны:
1) газовый фактор G, MS/M3;
2) уд. вес газа (относительно воздуха) уг;
3) уд. вес нефти у,„ три3;
4) пластовое давление Рпл> am;
5) пластовая температура tnn, °C.
Уточнение
%W0
100 200 300
Давление, am
Уточнение
0 SO ЮО 150 200 250 300 350
Нревышвте пластового дабптш
над давление/! .т?сыщ ешп
Да8лепие,ат
Фиг. 3. Увеличение абсолютной вязкости нефти с повыше-
нием давления выше давления насыщения.
Уд. вес насыщенной газом нефти при 15,5° С определяется фор-
мулой
1+0,001220 —
(5.2.1)
У иг = Ун
У
1+0,00122 G^ 1
где уг—кажущийся уд. вес газа в жидкой фазе (т/ж3), который пред-
ставляет собою отношение приращения веса жидкости при
растворении в ней газа к приращению ее объема.
Для определения уГ служит фиг. 4. В полученное значение yH'v не-
обходимо внести две поправки: на пластовое давление Рп л, которая
находится с помощью фиг. 5, и на пластовую температуру tnn (фиг. 6).
После внесения обеих поправок находим уд. вес нефти с учетом
растворенного газа в пластовых условиях:
(5.2.2)
90
Глава V
Вычисляем коэфициент увеличения объема нефти, т. е. величину,
устанавливающую, какой объем в пластовых условиях занимал 1 м1
нефти, замеренной на по-
верхности:
g = Ун+0.Q0.22 аУг ( 5 2 3 )
Р а с т в о р и мо с т ь га-
з а в нефти оказывает боль-
шое влияние на состоя-
ние ее вязкости и поверхно-
стного натяжения. Раство-
ренный газ уменьшает эти
свойства; наоборот, при ос-
вобождении газа из раство-
ренного состояния вязкость
нефти сильно возрастает.
Поверхностное натяжение
вследствие растворения газа
уменьшается примерно с той
же интенсивностью, с какой
уменьшается вязкость. Из-
меняется также и уд. вес
нефти.
Вполне очевидно, что
влияние растворенного газа
на вязкость, поверхностное
натяжение и уд. вес нефти, т. е. на ее важнейшие физические свойства,
имеет большое значение потому, что последние сильно влияют на про-
движение нефти по пласту, определяя собою сопротивление течению.
ИЛ 0,6 0,7 Qfi 0,9 1,0 V U Ш
Фиг. 4. Зависимость кажущегося уд. веса газа
в жидкой фазе от его относительного уд. веса
при растворении газа в различных нефтях:
~уг — кажущийся уд, вес газа в жидкой фазе! т}м?;
yv — уд. вес газа.
Oflt
АО 0 AT
300
'200
150
100
70
ОМ 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0
0,09
0,08
0,07
0,06
0,05
0,0k
0,03
0,02
0,01
0
- - - ^
• — —
• .
• .
^ -
~ - — —
1 —.—
1 — —
ч II»
г—<^<:
^2?—-
-^—
•" "•"" .—.
•*-"—»—
0,60 0,65 0,70 0J5 0,80
иг
Фиг. 5. Поправка к уд. весу насыщен-
ной газом нефти на пластовое давление:
— поправка на пластовое давление;
'нг—УД» в е с газированной нефти.
Фиг. 6. Поправка к уд. весу насыщенной
газом нефти на пластовую температуру:
Лу — поправка на пластовую температуру;
ун г — уд. вес газированной нефти при 15° С.
Приводимый из статьи Г. К. Максимовича [45] график (фиг. 7) опре-
деляет зависимость между вязкостью насыщенной газом нефти и коли-
чеством газа, растворенного в 1 м3 нефти, если известна вязкость дега-
зированной нефти при пластовой температуре. Этот график, обобщая
Изучение физикогеологических параметров месторождения 91
результаты непосредственных измерений при исследованиях большого
числа различных сортов нефти и газов, показывает, что растворение
естественного газа сильно понижает вязкость насыщенной нефти, при-
том тем резче, чем больше
вязкость дегазированной ~/i
нефти. Так, например, при
растворении 40 м3/м3 в неф-
ти, имеющей в дегазирован-
ном состоянии вязкость, рав-
ную 10 сантипуазам, ее вяз-
кость снижается до 3,5 сан-
типуаза. Нефть же вяз-
костью 1 сантипуаз при рас-
творении того же количе-
ства газа приобретает вяз-
кость, равную 0,65 сантипуа-
за. Можно также заметить,
что наибольший эффект сни-
жения вязкости имеет место
при растворении первых,
сравнительно небольших ко-
личеств газа. Так, для неф-
60 W WO ПО W ISO 180 200 220 240 G
ти ВЯЗКОСТЬЮ 10 сантипуаз Фиг. 7. Изменение вязкости нефти при насыще-
нии ее газом:
вязкость насыщенной газом нефти, сантипуаз;
G — количество растворенного газа> 'А1
в дегазированном состоянии
растворение первых 40м3/м3 /*
газа приводит к уменьше-
нию вязкости до 3,5 саити-
пуаза, а дополнительное растворение еще 40 м3/мл снижает вяз-
кость до 2,3 сантипуаза.
§ 5. ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН
т ^смотренные выше различные физико-геологические параметры,
характеризующие те или иные свойства пород, устанавливаемые па
основании лабораторных исследований отобранных из скважин кернов
и снятия кароттажных характеристик по отдельным скважинам, недо-
статочно характеризуют месторождение в целом. Во-первых, отбирае-
мые из скважин керны при прохождении нефтяных пластов характери-
зуют только часть разреза пласта, поскольку нет возможности обеспе-
чить сплошной отбор кернов. Во-вторых, в лабораторных условиях при
определении коэфициента проницаемости нефтесодержащих пород труд-
но воссоздать условия, близкие к пластовым. Поэтому в действитель-
ности коэфициент проницаемости породы при продвижении через нее
нефти в пласте может значительно отличаться от среднего коэфициента
проницаемости, полученного в результате лабораторных исследований.
В целях взаимного контроля и получения более надежных опреде-
лений коэфициентов пористости и проницаемости, характеризующих всю
или по крайней мере значительную часть породы пласта, притом именно
в естественных пластовых условиях, производится обработка данных
эксплоатации и исследования разведочных скважин путем решения так
называемых обратных задач подземной гидравлики. Зная из данных
эксплоатации и исследования скважин дебиты их и ряд условий, в ко-
торых происходит приток к ним жидкости, можно определить некоторые
неизвестные параметры, характеризующие проницаемость породы пла-
ста, а в некоторых случаях, определить и расстояние до контура
питания.
92 Глава V
В ряде случаев, когда процесс эксплоатации пласта сопровождается
проявлениями упругих свойств газа и ЖИДКОСТИ, МОЖНО установить и
среднюю пористость породы.
Для определения методом обратных задач подземной гидравлика
некоторых свойств нефтесодержащих пород необходимы следующие дан-
ные об эксплоатации и исследовании скважин:
а) местоположение на структуре забоев скважин с указанием раз-
реза продуктивной части залежи, величины и способа вскрытия пласта;
б) ежесуточные данные по всем первым разведочным и эксплуата-
ционным скважинам о дебитах нефти, воды и газа, а также замеры
забойных давлений и число часов работы каждой скважины;
в) данные исследований скважин методом установившихся отбо-
ров (при этом желательно, чтобы при исследовании каждой данной
скважины ближайшие одна или две скважины не работали, но чтобы
в них одновременно замерялись величины пластовых давлений);
г) результаты систематических замеров пластовых давлений во
всех скважинах и карты изобар на различные даты разработки за-
лежи;
д) наличие одной или (при значительной площади нефтеносности
залежи) двух-трех скважин-пьезометров для контроля за общим
характером изменения давления в нефтяном пласте.
Скважины-пьезометры (контрольные скважины) должны распола-
гаться за контуром нефтеносности залежи. Ими могут стать те разве-
дочные скважины, которые попадают в обводненную, непродуктивную
часть пласта.
Р А З Д Е Л Т Р Е Т И Й
ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ РАЗРАБОТКИ
Г Л А В А VI
ГИДРОДИНАМИЧЕСКАЯ СХЕМА НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ
§ !. ОСНОВНЫЕ ПРЕДПОСЫЛКИ
При проектировании рациональных методов разработки и разведки
нефтяных и газовых месторождений возникает ряд вопросов, которые
могут быть решены с нужной степенью точности только методами под-
земной гидромеханики и теории фильтрации. К таким главнейшим во-
просам можно отнести:
1) расчет дебитов в нефтяных месторождениях;
2) продвижение границы раздела двух жидкостей в пористой среде;
3) определение наивыгоднейших схем расположения рядов скважин
и установление порядка их эксплоатации.
Так как пласт не представляет собою однородной среды, то в рас-
четах приходится исходить из средних для определенных участков
пласта физических констант — пористости, проницаемости, мощности
и т. д. Практика гидротехнических расчетов и уже выполненные практи-
ческие работы в области нефтяной фильтрации оправдывают такое
осреднение.
Далее большинство задач нами рассматривается как плоские
задачи теории фильтрации. Обоснованием этого служит то обстоятель-
ство, указанное, в частности, В. Н. Щелкачевым [140], что размеры пла-
стов в плане во много раз больше изменений их вертикальных отметок.
По этой причине можно рассматривать вместо истинного течения в пла-
сте проекцию течения на горизонтальную плоскость, т. е. картину
потока в плане.
В плане для всякого нефтяного месторождения, которое, для общ-
ности, предполагается граничащим с краевой водой, мы будем иметь
три контура (фиг. 8): 1) проекцию контура месторождения по кровле
пласта (контур abcd)\ 2) проекцию контура месторождения по подошве
пласта (контур a'b'c'd'); 3) проекцию контура области питания со сто-
роны вытесняющего нефть агента — обычно воды или газа (контур
mpnq). На последнем давление мы будем считать уже известным и на-
зовем его просто контуром питания.
Подобная картина будет иметь место, если нефтяная залежь грани-
чит также и с газом.
Мы будем рассматривать случаи, когда вода или газ являются
источниками сил, вызывающих приток нефти к скважинам вследствие
разности напоров на контурах питания и на контурах скважин.
94
Глава VI
Далее мы будем предполагать, что площадь контакта между
нефтью и вытесняющим ее агентом невелика по сравнению с площадью,
ограниченной контурами нефтеносности по кровле или подошве. Тогда
для расчета дебитов за расчетный плоский контур нефтеносности можно
принять проекцию серединных точек площади контакта Ло — Со (фиг. 8)
на горизонтальную плос-
кость. Таким образом,
расчетным плоским конту-
ром нефтеносности мы бу-
дем считать средний кон-
тур aoboCodo (между кон-
турами нефтеносности
abed и a'b'c'd! по кровле
и подошве пласта). Обо-
снование, этого заключе-
ния приведено в § 2.
Сведя задачу к плос-
кой, мы можем далее рас-
сматривать стягивание
плоского расчетного кон-
тура aoboCodo и при расче-
тах дебитов и количеств
извлеченной жидкости ум-
ножить мощность на гори-
зонтальные перемещения
расчетного контура нефте-
носности.
Таким образом, мы
приходим к модели по-
нефти в пласте в виде потока в трубке переменного сечения
(фиг. 10), сечение / которой в каждый момент определяется уравнением
(6.1.1)
Фиг. 8. Схема движения проекции контура нефте-
носности на горизонтальную плоскость.
тока
где х~~периметр расчетного контура нефтеносности;
Л— мощность пласта.
§ 2. Заменим мысленно первый, ближайший к контуру нефтеносности
ряд скважин в нефтяном пласте мощностью h с углом наклона а
(фиг. 9) дренажной галлереей с дебитом, равным дебиту всех скважин
месторождения. Пласт предположим плоским.
Пусть на границе раздела ЛВ между нефтью и вытесняющим
агентом потенциал равен Фк, а в галлерее — Фс.
Под потенциалом мы будем везде подразумевать величину
к '- г ч (6.2.1),
где Л:—проницаемость ср^ды;
JM — вязкость жидкости;
р —давление;
у —уд. вес жидкости;
z~ превышение рассматриваемой точки пласта над какой-либо
горизонтальной плоскостью, принимаемой при отсчете высот
за начальную.
Гидродинамическая схема нефтяной залежи
95
Для упрощения мы принимаем, что ввиду небольшой величины
зеркала — зеркальной границы раздела, обозначаемой через ЛВ = /зер
(фиг. 9), — по сравнению с расстояниями от галлереи 1\ и h потенциал
на нем можно считать постоянным.
Будем считать, что приток dQ к каждому элементу dy галлереи,
выделенному на высоте у от подошвы, происходит параллельно плоско-
сти пласта, независимо от остальных элементов, по закону Дарси:
dQ= *~" c dy, (6.2.2)
^ //cos а '' v
г д е — I расстояние элемента dy до границы раздела, отсчитывав-
COS (X
мое параллельно
плоскости плас-
та;
/ — проекция этого
расстояния на
горизонтальную
плоскость. Ши-
рина галлереи
принята равной
единице.
Из фиг. 9 видно, что
/ /а
ф*.
cos a COS а ' sin а
Таким образом,
ф.
к
11 + у
dy, (6.2.3)
9. К вычислению дебита скважины при
горизонтальном положении границы раздела ме-
cosa ' sineT жду водой и нефтью.
Интегрируя, получаем дебит Q на единицу ширины всей галлереи:
— Ф.
COS a
У
— пп
sin а
Фс) sin a In
cos a
h
Sin а
cos а
так как величина /zctga равна размеру зеркала /зерк.
Заметим, что с достаточней точностью 1п(1-}-х), где
можно представить приближенной формулой
(6.2.4)
'зерк
Погрешность этой формулы наглядно видна из следующей таблицы:
Таблица 1
X
% ошибки форму-
лы (6.2.5) . . .
0
0
0,5
-1,3
1
«4,0
2
-9,0
3
—13,3
5
—20,3
96 Глава VI
Из табл. 1 видно, что формула (6. 2.5) дает несколько преумень-
шенное значение дебита и, таким образом, создает некоторый расчетный
запас.
Формулу (6. 2. 5.) можно легко вывести из разложений
каждое из которых справедливо при | х|'< 1. Тем не менее погрешность,
меньшая 20%, обеспечивается для значений |х|<^5, и для х] = 1 она
равна 4%, что вполне допустимо для технических расчетов.
Учитывая формулу (6.2.5), для Q из (6.2.4) получим;
(фк - Фс)
(Фк — Фс) h cos «
(6.2.6)
зерк
Из (6.2. 6.) и фиг. 9 следует, что при расчете дебита можно поль-
зоваться формулой Дарси для плоского потока, но за длину считать
расстояние
L = /х -| тр *зерк» (6.2.7)
что и доказывает наше утверждение для размеров поверхности раздела
сравнимых и даже в несколько раз превосходящих расстояния от сква-
жин до контура нефтеносности по подошве пласта.
Вышеприведенный анализ исходит из горизонтального положения
границы раздела. В действительности перемещение контура нефтенос-
ности по подошве пласта опережает движение контура по кровле, и
граница раздела, ранее горизонтальная, в дальнейшем перестает быть
таковой.
Рассматривая процесс вытеснения нефти по изложенной выше пло-
ской схеме и вычисляя дебиты и сроки эксплоатации по среднему кон-
туру, мы опять допускаем ошибку в сторону преуменьшения дебитов,
что также идет в расчетный запас-
Вытесняющий агент прорвется в скважины раньше, чем их достиг-
нет плоский расчетный контур, и некоторое время скважины будут
давать совместно нефть и вытесняющий агент.
Будем считать, что скважины оборудованы противоконусными при-
способлениями [114, 117] и что контур нефтеносности по кровле также
имеет возможность достигнуть скважины. Ведя расчет по движению
среднего контура, мы тем самым учитываем нефть, отбираемую вместе
с вытесняющим агентом, т. е. приближаемся к реальному процессу.
ГЛАВА VII
РАЦИОНАЛЬНЫЕ СХЕМЫ РАЗМЕЩЕНИЯ СКВАЖИН
В НЕФТЯНЫХ ПЛАСТАХ С НАПОРНЫМ РЕЖИМОМ
§ I. ОБЩИЕ ЗАМЕЧАНИЯ
В общей постановке задача может быть сформулирована следую-
щим образом: требуется заданное число скважин п разместить и
эксшюатировать так, чтобы по окончании разработки площадь целиков
была возможно меньшей, а вся поддающаяся извлечению нефть была
изъята из пласта в кратчайшее время. Несмотря на то, что в отдельных
случаях, конечно, могут иметь место другие требования и условия,
здесь мы будем исходить из сформулированных выше.
Исходя из этого, скважины следует расставлять так, чтобы перво-
начальный контур нефтеносности стягивался по возможности равно-
мерно. При этом условии скважины окажутся расставленными вдоль
некоторых линий, геометрически подобных или почти подобных перво-
начальному контуру нефтеносности. Вообразим, что эти линии заменены
дренажными галлереями, в которых поддерживается противодавление,
близкое к тому, какое имеется в скважинах, и будем искать положение
этих галлерей при заранее заданном их количестве из условия, что кон-
тур нефтеносности должен стягиваться в кратчайшее время. Таким
образом, мы сведем задачу размещения скважин к определению поло-
жения заданного числа линий, вдоль которых будут расставлены сква-
жины, причем эти линии будем считать галлереями. Действительную
линию со скважинами будем называть рядом. Переход от галлерей
к рядам скважин при расчете действительных дебитов и сроков будет
изложен в главе VIII.
Точное решение задачи о продвижении в пористой среде границы
раздела двух жидкостей с различными физическими константами —
вязкостью и плотностью — в общем случае еще не получено вследствие
пока непреодолимых математических трудностей. Точные решения
известны только для простейших примеров — прямолинейного и радиаль-
ного движений. Поэтому приходится пользоваться приближенными мето-
дами, которых на сегодня имеется несколько: метод акад. Л. С, Лейбен-
зона [120], профессоров В. Н. Щелкачева, И. А. Чарного [135], М. Д. Мил-
лионщикова и др. Большинство этих методов исходит из предваритель-
ного решения задачи о стягивании контура нефтеносности для одно-
жидкостной системы с последующей поправкой (тем или иным образом)
на различие физических констант вытесняющей и вытесняемой жидко-
стей.
98 Глава VII
Метод, развиваемый в настоящей работе, исходит из достаточно
хорошо зарекомендовавших себя во многих технических задачах пред-
ставлений и понятий гидравлики одноразмерного медленно изменяю-
щегося фильтрационного потока. Это дает нам основание при размеще-
нии рядов скважин рассматривать последние как галлереи.
То обстоятельство, что ряды, размещенные на месте этих галлереи,
также дают минимум времени эксплоатации, было подтверждено с боль-
шой точностью исследованиями МНИ [127], а также специальными мо-
дельными исследованиями на электрических сетках (см. § 6, гл. XV).
Эти исследования исходили из схемы течения одножидкостной
системы, когда физические константы вытесняющей и вытесняемой
жидкостей одинаковы и были поставлены специально для сравнения
с «галлерейным» методом. Для нефтяного месторождения полосовой
формы при равных расстояниях между скважинами в рядах (как это
обычно имеет место) результаты совпали с данными «галлерейного»
метода, а для месторождения круговой формы дали расхождение
около 6%. Поскольку физические константы таких геологических
объектов, как нефтяные пласты, обычно известны с точностью, не пре-
восходящей 10—15%, «галлерейный» метод, позволяющий разрабаты-
вать сравнительно простые проектно-расчетные схемы, следует признать
вполне приемлемым.
§ 2. ДББИ.ТЫ ГАЛЛЕРЕИ И СРОКИ ПРОДВИЖЕНИЯ
КОНТУРА НЕФТЕНОСНОСТИ
Рассматриваемая здесь задача является одной из общего ком-
плекса задач теории неравномерного одноразмерного грунтового
потока.
Изображением схемы течения может служить трубка переменного
сечения, являющаяся моделью пласта (фиг. 10).
Площадь поверхности раздела обозначим через
f, а ее положение — линейной координатой s, опре-
деляемой с таким расчетом, чтобы величина mfds
была равна объему вытесненной нефти; т — коэфи-
циент эффективной пористости. Таким образом, для
реальных месторождений f = %h, где /—периметр
контура нефтеносности, h — мощность, ds — сред-
^рГем^оесеченияКв н е е перемещение точек контура нефти,
которой нефть вытес- "а контуре питания со стороны вытесняющего
няется водой. агента — воды или газа — считаем известным на-
пор рк (в атмосферах), в сечении s = I —
в нефтяной части — известен напор рс, создаваемый скважинами (тоже
в атмосферах).
В данном случае под напором будем подразумевать не пьезометри-
ческую высоту, а сумму p + yz, где р —давление в данной точке пла-
ста, а г — превышение этой точки над произвольной горизонтальной
плоскостью, от которой будем отсчитывать высоты. Для краткости напор
в атмосферах будем обозначать просто через р.
Таким образом, нижеследующим анализом охватываются случаи
напорной фильтрации в пластах как с пологим, так и с крутым паде-
нием при любых условиях на границе раздела между нефтью и грани-
чащей с ней жидкостью или газом.
Случай безнапорной фильтрации с образованием пьезометрической
поверхности в пределах нефтеносной части пласта в окрестности сква-
жины, как не имеющий практического значения для большинства место-
рождений, мы не рассматриваем.
Рациональные схемы размещения скважин в нефтяных пластах 99
Переходим к вычислению скоростей и расходов.
Согласно закону Дарси расход д в трубке-пласте переменного сече-
ния равен
аав. LJE-f по\\
* li ds " \1.4*1)
где к—проницаемость, /л—вязкость жидкости.
Если известны напоры рг и р2 в двух сечениях трубки-пласта st
и sa» отсчитываемых по направлению течения, то расход q можно
выразить в интегральной форме из (7.2.1) следующим образом:
а р kf as'
Интегрируя последнее выражение в пределах изменения пере-
менных между первым и вторым сечениями, получим (считая
/« — постоянной, a kf, для общности,—переменным)
/
откуда
ds
Ч
7
/
ds
Пользуясь этой формулой, для расхода вытесняющего агента д&
или нефти qH на границе раздела (фиг. 10) получим> обозначая напор
на границе раздела через ргр:
'•j
kf J kf "*" H J kf
Для скорости продвижения -^ границы раздела получим из усло-
вия неразрывности потока
/
ds , /* <&
- - 4- и # I —г
(7-2.3)
S K
где к—-проницаемость;
/«а, ^и—вязкость вытекающего агента и нефти;
q—объемный расход в трубке-пласте.
Обозначим через R($) произведение
Тогда из (7.2.3) имеем:
где
=рк— Рс
100
Глава VII
Интегрируя, получаем:
(7.2.5)
где s0—начальное положение границы раздела.
Формула (7.2.5) справедлива при переменных к, т и Ар, которые
должны быть известны как функции координаты s. В частном слу-
чае, если т и Ар постоянны,
(7.2.6)
Если Ар известна как функция времени, а не расстояния, то
расчет времени несколько изменяется. В этом случае из (7.2.3) опре-
деляем произведение Ap-dt:
dp-dt=mR(s)ds
и, интегрируя, получаем:
/* Ap-dt = fmR(s)ds.
(7.2.7)
Уравнение (7. 2. 7) определяет связь между t и s в неявном виде.
Решая его относительно t или s, мы сможем указать положение гра-
ницы раздела в любой момент времени.
§ 3. РАССТАНОВКА ГАЛЛЕРЕЙ В НЕФТЯНОМ ПЛАСТЕ
С НАПОРНЫМ РЕЖИМОМ
При решении этой задачи будем исходить из модели пласта в виде
трубки переменного сечения.
Пусть известны границы первоначального положения контура нефте-
носности 50 и sn = / (фиг. 11). В сечении sn расположена галлерея; общее
число галлерей—п. Требуется найти по-
ложения $1г 52,.. ., sn—i(n — 1) галлерей,
которые должны быть размещены так,
чтобы общее время вытеснения нефти
вытесняющим агентом было наимень-
шим. На контуре питания агента—нна-
пор рК, в галлереях—рс. Предполагает-
ся, что каждая галлерея выключается,
как только до нее дошел вытесняющий
агент—вода или газ.
Местоположение галлерей должно
определять положение рядов скважин.
При решении этой задачи нужно раз-
личать два случая:
1) когда депрессия рк — рс = /|р известна как функция расстоя-
ния s:
Ap=Ap(s).
2) когда депрессия рк—рс = Др известна как функция времени:
Фиг. 11. Схема расстановки галле-
рей в пласте — трубке перемен-
ного сечения — при напорном ре-
жиме
Ар = Арф
Рассмотрим сначала первый случай.
Рациональные схемы размещения скважин в нефтяных пластах 101
Предположим, что вытесняющий агент дошел до i—1 галлереи
и вытесняет нефть к ьй галлерее (г =1,2... л). Тогда согласно (7.2.5)
для промежутка времени /i_i, i, в течение которого нефть будет извле-
чена из участка пласта между (г — 1)-й и йй галлереями, получим:
ч
f2f (7.3.1)
R(s) определяется (7.2.4).
Общее время /0-п эксплоатации пласта всеми галлереями полу-
чим, суммируя (7.3.1):
п
п *•* / s Ч
(7-3-2)
Чтобы найти все $и при которых *о-п будем минимальным, нужно
приравнять нулю частные производные
При этом необходимо учесть, что в (7.3.2) величины Si являются
также параметрами, и при вычислении производных следует поль-
зоваться известной формулой диференцирования определенного инте-
грала по параметру
±
«I (a)
(7.3.3)
Представляя (7.3.2) в виде
- • I f f * i Ш Ш Ж >~Ч Ш ШЖ- л~Ш *
Ч+Х
+ /
и учитывая (7.3.3), получим:
Ч—1 SK
mf\
102 Глава VII
или, раскрывая скобки и сокращая, имеем:
Ч
ds"" ЙР )i / ¥ = а ( 7'3'4 )
*/
Индекс Г выражает значение указываемой величины, когда гра-
ница раздела находится в сечении s = Si- Формула (7.3.4) является
искомой. Она выражает рекуррентную связь между тремя последова-
тельными значениями Sj_i, su Si+ь откуда все Si могут быть опреде-
лены. Заметим, что из (7. 3.4) и всего настоящего вывода следует, что
положение точки, от которой ведется отсчет координаты s, безразлично.
Для большей определенности нумерацию галлерей мы всегда будем
вести по течению вытесняющего агента.
В общем случае определение положений галлерей sl9 s«, . . ., sn-i
приходится производить при помощи последовательных приближений
следующим образом. Перепишем (7.3.4) в виде
-i, sif Si+i) — 0. (7.3.5)
Задаемся сначала каким-нибудь первым приближением для значе-
ния Si. Обозначим его через (Si)i. Тогда, так как so известно, из
(7.3.5) можно найти (s2)i; далее, так как (SJ)IH ( S2 ) I теперь известны,
то из (7.3.5) можно найти (s$)i и т. д. до тех пор, пока не найдем
(sn)j, которое, вероятно, будет отличаться от заранее заданного sn.
Тогда несколько изменяем (si)i и заменяем его вторым приближением
(Si)2, после чего весь расчет повторяется.
Три четыре приближения должны дать хорошие результаты.
Для ускорения и облегчения расчетов рекомендуется пользоваться
графиком отношения —-—*=<р ( }, который можно построить
Н1 \ 5+1 /
-—*=<р ( }
-1 \ 5г+1 /
\
по известному уравнению (7.3.4).
Из (7. 3. 4) следует вывод большой практической важности, а имен-
но: наивыгоднейшие местоположения галлерей не зависят от вязкости
вытесняющего агента и нефти и, следовательно, от расстояния до кон-
тура питания.
Перейдем теперь к случаю, когда депрессия Ар есть заданная
функция времени.
Если все время Ар>0, что обычно имеет место, то наивыгод-
нейшие расстояния Si, при которых /о_п будет минимальным, можно
определить из следующих рассуждений: если Ар>0 и является извест-
ной функцией времени, то Si, при которых будет минимум /о—п>
одновременно обусловят минимум интеграла:
«о.
•п
о
Учитывая (7.2.7), имеем:
J Apdt.
ds
Рациональные схемы размещения скважин в нефтяных пластах 103
Приравнивая нулю - ^-, получим соотношение между Si_i, sti &ч-н:
%
Ч , Si / Ч «i +l
^ = J ~Щ)Т-s+(m/)s^а У г ( m/) i! ^ У ж+'| -
4-1 а к \ SK Ч
или
8 i
8 i s i +i
^-f mtds - (mf): f f = 0. (7.3.6)
« s
Отсюда указанным выше способом последовательных прибли-
жений могут быть найдены и все S\. Важно отметить, что расста-
новка галлерей в этом случае не зависит от вида функции dp~Ap(t).
§ 4, РАЦИОНАЛЬНАЯ РАССТАНОВКА ГАЛЛЕРЕЙ
В ПЛАСТАХ ОСНОВНЫХ ФОРМ
I. Полосообразная залежь
1. Водонапорный режим
(Др — const)
При постоянных в среднем по пласту пористости пг и проницаемо-
сти к согласно (7.3.4) шш (7. 3i6) имеем:
4-1 4
Для полосообразной залежи, где / = const (фиг. 12), из (7.4.1)
получаем:
Si—Si_i = Si+i — Si = const, (7.4.2)
т. е. расстояния между рядами скважин должны быть одинаковыми.
При одностороннем питании располагаем последнюю галлерею
в наиболее возвышенной части структуры — у литологической или текто-
нической границы пласта, а остальные галлерей — между контуром неф-
теносности и последней галлереей на равных расстояниях.
При двустороннем питании одну галлерею располагаем на оси
складки, а остальные на равных расстояниях между осевой галлереей
и контурами нефтеносности.
2. Газонапорный режим
В общем случае Ар Ф const (фиг. 13). Полагая попрежнему к и
m постоянными, согласно (7.3.4) получаем:
Ч 4+1
5-ж/ ds- (7-4-3)
Si—1 Si
Пренебрегая вязкостью газа, можно считать давление на границе
раздела газ—нефть равным среднему давлению в газовой части пласта.
Режим, естественно, считаем изотермическим.
104
Глава VII
Если Vo и ро — начальные объем и абсолютное давление газа (в ат-
мосферах), то давление рк газа в данный момент определяется из урав-
нения, следующего из закона Бойля-Мариотта:
(7.4.4)
где
= Q(/)_- приведенный к атмосферному давлению объем закачан-
ного газа, который может быть функцией времени;
при извлечении газа Q(t), очевидно, отрицательно;
'o + VCs) — объем газа в залежи при данном положении границы
раздела.
Для депрессии получим
- РоУо+<И0 п /7 л *\
Фиг. 12. Схема расстановки галлерей при
прямолинейном движении границы раздела
между водой и нефтью.
Фиг. 13. Схема расстановки
галлерей при прямолинейном
движении границы раздела
между газом и нефтью при
закачке газа в шапку.
Из (7.4.5) видно, что в общем случае Ар является одновременно
функцией времени и координаты 5, Ар— Ap(s, t). В силу этого не пред-
ставляется возможным дать аналитическое выражение для скорости
продвижения границы раздела в конечном виде, а также аналитическое
выражение в виде конечного соотношения для расстановки галлерей.
В случае депрессии, являющейся одновременно функцией s и t
Ар (s, t), в частности при закачке газа, можно только производить
оценки всех показателей — срока эксплоатации месторождения, дебитов,
стоимости — для заранее установленной сетки скважин. В этом случае
следует рассмотреть несколько вариантов и остановиться на наиболее
оптимальном.
Если закачку или отбор газа в газовую шапку или из нее не
производят, то Q(t) = Q, и Ар есть функция s, Ap = Ap(s).
Тогда
Рк —
(7.4.6)
где Ь — ширина залежи,
h—мощность пласта.
Рациональные схемы размещения скважин в нефтяных пластах 105
Отсюда депрессия Лр равна
- я _ я - Ро^о v - (Po-PJVo-mbhsp^
— УК УС— I/ I ^ии„ НС I/ I — ы,„ • \'ш ^' '/
Забойные давления рс считаем постоянными.
Из (7.4.3) получим:
— s l
Лр{
или, учитывая (7.4.7),
/
(Po
Ч-l
I
mbhpc
(Po - Рс) Уо
»mbhpc
Po - Pc
(mbhpc)
Vo — mbhspc
- Рс) Vo — mbhspc]
In
JjL.
mbh
Pi
In
mbhpc.Si
— Pc) Vo -
Обозначаем:
S t —1 S;
/,
Из (7. 4. 10) получим:
(7.4.8)
(7.4.9)
==%!. (7.4.10)
Рекуррентная формула (7.4. 11) позволяет найти все h, так как
=8:^. = 0 и Xns=~ известны. Расчет приходится производить
методом последовательных приближений, как указывалось в § 3.
Если объем газа очень велик по сравнению с объемом нефти, то из
(7.4.10) следует, что 10 будет большим числом, а отношения %% малы
и гораздо меньше единицы.
В этом случае легко показать, что мы приходим к случаю постоян-
ного давления рк, решение для которого дается формулой (7.4.2).
Действительно, так как всегда /?>1, то при малых h левую часть
(7.4.11) можно представить, разлагая логарифм в ряд:
h—i
106 Глава VII
В правой же части можно пренебречь h по сравнению с едини-
цей и представить ее так:
откуда сразу получается прежний результат:
3. Газо-еодонапорный режим
Одним из очевидных требований, предъявляемых к рациональной
схеме размещения заданного количества рядов скважин или галлерей,
их представляющих, является условие, чтобы к последней галлерее оба
агента подошли одновременно. В противном случае в залежи останется
нефтяной целик, извлечение из которого нефти потребует дополнитель-
ных скважин.
В общем случае задача размещения галлерей в этих условиях сво-
дится к ранее рассмотренной и решается почти так же.
Фиг. 14. Схема расстановки галлерей при двухстороннем
вытеснении нефти.
Изображением течения в пласте может служить поток в трубке пере-
менного сечения (фиг. 14), где на контурах питания со стороны обоих
вытесняющих агентов известны давления (pK)i и (рк)&*
Пусть с одной стороны залежи требуется расставить п1 галлерей, а
с другой л2, причем положения последних галлерей будут совпадать.
На фиг. 14 расстояния SJJ>H S^ обозначены через 1% и /а. Известны
границы первоначального положения контура нефтеносности sp и s(?
и общая длина L = /1 +/2 - Неизвестными являются положения всех
галлерей, включая последнюю (по одной с каждой стороны). Эту
задачу проще всего решить графически.
Задаемся несколькими произвольными значениями lt = s^ и ука-
занным в пп. 1 и 2 способом находим положения остальных пх — 1
галлерей, после чего согласно (7.3.2) вычисляем время /о—Й1, которое,
таким образом, будет определено для нескольких значений lt. Затем
строим кривую зависимости to^ni в зависимости от 1± (фиг. 15).
Таким же образом строится кривая зависимости /о—п% о т h-
Располагая затем шкалы lt и /2 навстречу друг другу из концов
отрезка L = lt 4- h, мы в точке пересечения кривых находим положение
последней галлерей. Дальнейший расчет производится, как в пп. 1 и 2.
Если заданы не отдельно числа nt и п2 галлерей с каждой стороны, а
общее их число л = гг1 + «2, то установление чисел пх и л2, обуслов-
ливающих минимум времени, следует производить для каждого вари-
анта ( ^ =1; п2 = п — \; п1 = 2; п2 = п— 2 и т. д., т. е. для различных
сочетаний чисел галлерей со стороны газа и воды) указанным выше
образом, останавливаясь на варианте, при котором /о—Л1 = /о—Па будет
наименьшим по сравнению с другими.
Рациональные схемы размещения скважин в нефтяных пластах 107
4. Гравитационный рзжим
При гравитационном режиме, когда в крутопадающем пласте напор
обусловлен только разностью вертикальных отметок, уменьшающейся
при истощении пласта, депрессия является функцией положения
контура.
В полосообразной залежи (фиг. 16) постоянной мощности
(f = const) верхняя свободная поверхность жидкости Л А в пласте будет
опускаться по мере извлечения нефти.
Согласно фиг. 16, предполагая забойные давления (Pc)i равными
кулю, получим:
^у (Si— s)tga, (7.4.12)
где a — угол падения пласта,
у— уд. вес жидкости.
1г
°"пг
Фиг, 15. Графическое определение поло-
жения галлерей при двустороннем вы-
теснении нефти.
Фиг» 16. К размещению гал-
лерей при гравитационном
режиме.
В этом случае из (7.4.3) получим неопределенность, указываю-
щею, что то или иное размещение любого количества галлерей не
влияет на время извлечения нефти. К этому же результату можно
иритти из следующих элементарных соображений. Расход нефти в пла-
сте при гравитационном режиме, когда в галлерее и верхнем свобод-
ном сечении избыточные давления равны нулю» определяется следующей
формулой;
к , (s—st) tga ку , . ,
— • —- =_£_ /sin a = const,
(7.4.13)
cos a
т. е. является постоянным.
Следовательно, такой пласт нужно эксплоатировать всего одной
галлереей, расположенной в самом нижнем его сечении.
II, Круговая залежь
/. Водонапорный режим
Ар = const
При круговой залежи, где f*=as, из (7. 4. 1) имеем:
SJZSU =st In -?У±- . (7.4.14)
108
Глава VII
Для /фуговой залежи начального радиуса нефтеносности RHt
показанной на фиг. 17, за расстояния st можно принять радиусы
галлерей Rb R2 .. . , перенумерованные по течению вытесняющего
агента.
Тогда (7.4.14) можно переписать в таком виде:
1 п ^ - =
2Щ
Введя обозначение
из (7.4Л5) получим:
(7.4.15)
(7.4.15)
г
•*»
2
Qi-i
•— 1
(7.4 Л 7)
Уравнение (7.4Л7) можно
представить графически в ко-
ординатах
И
и с
Фиг. 17. К размещению кольцевых галлерей
при радиальном движении границы раздела
между водой и нефтью.
помощью этого вспомогатель-
ного графика строить расчет-
ную диаграмму (фиг. 18)1. Для
построения ее задаемся без-
размерным радиусом £>! =
= -р-— (отношением радиуса
наружной галлерей к радиусу
контура нефтеносности). Поль-
зуясь вспомогательным графи-
ком, вычисляем безразмерные
расстояния второй галлерей
g2 = -^!-, затем третьей гал-
лереи 03 =
т. д. до #„«
'«
пока последнее не станет слиш-
ком малым.
По заданному Ql9 отложенному на оси абсцисс диаграммы, и найден-
ному соотношению д2г отложенному на оси ординат, находим одну из
точек кривой п =2. По найденному g2» отложенному далее на оси
абсцисс, и соответствующему ему g3, отложенному на оси ординат,
находим одну из точек кривой п = 3 и т. д. Задаваясь так различными
значениями Q И повторяя указанный прием, получаем целую серию
точек для л~2, и = 3 и т. д.
После нанесения всех точек соединяем кривыми точки, относя-
щиеся к одному и тому же номеру ряда. Далее проводим прямую для
/i =l (одна галлерея), уравнение которой Q = х. Тогда шкала на оси
абсцисс становится излишней, и можно пользоваться только шкалой по
ОСИ Q.
Пользование диаграммой очень просто. Зная заданное безразмерное
расстояние до внутренней галлерей (ft-й), мы отыскиваем это значение
на шкале и проводим горизонтальную линию до пересечения с кривой.
1 Методика построения этой диаграммы разработана Б. Э. Казарновском.
Рациональные схемы размещения скважин в нефтяных пластах 109
обозначенной расчетным числом галлерей. В точке пересечения восста-
навливается вертикаль, пересечения которой со всеми остальными кри-
выми (от п—1 до 1) дают на оси Q значения безразмерного положе-
ния остальных галлерей на залежи.
В том случае, когда кроме некоторого числа галлерей в центре
залежи имеется еще одна центральная скважина, за Qi принимают
отношение радиуса скважины к радиусу нефтеносности, рассматривая
эту скважину как внутреннюю галлерею с заданным положением на
залежи. Это отношение находится также на оси о, но только на правой
ее шкале. От найденного значения по этой шкале проводится горизон-
(Q00Q5)
Фиг. 18. График для расстановки галлерей при радиальном движении гра-
ницы раздела между водой и нефтью.
таль до крутопадающих кривых, являющихся продолжением расчетных
кривых в большем масштабе правой шкалы оси Q. При этом нужно
помнить, что п в этом случае равно числу галлерей, в которое кроме
заданного их числа входит также и центральная скважина. Определе-
ние остальных Q производится так же, как и раньше, т. е. по пересече-
ниям вертикали через найденную на вспомогательной крутопадающей
кривой со всеми вышележащими кривыми.
Абсолютные радиусы галлерей находятся умножением R» на со-
ответственно найденные о.
Поясним сказанное на примерах.
Приме р 1.
Пусть необходимо определить оптимальное размещение шести гал-
лерей на круговой залежи, радиус которой /б<=3000 м, а радиус
внутренней галлерей (по соображениям геологического порядка)
/?в=300 м.
Сначала находим отношение д6:
R
Н
300
зооо
по
Глава VII
Проводя горизонталь через это значение на левой шкале оси
ординат диаграммы (фиг. 18) до пересечения с кривой л = 6 и вос-
станавливая в этой точке вертикаль, получим пять точек пересече-
ния ее с кривыми: л = 5, л = 4, ... , л =1. Отсчитываем значения
этих точек по той же шкале:
^^^ [\ О О {X • у% £\ 'Э'УСч • л /ч СС*5/"\ • л »^^ Л £л QPC* л /ч Q /IО Cv
Получаем следующие радиусы галлерей:
Rt *. 3000 - 0,8425 = 2530 м /?4 = 3000 - 0,375 ««1125 м
#2 = 3000-0,685 =2055 м /?б = 3000-0,235= 705 ж
Я3== 3000-0,530 =1590 ж Яо = 3000-0,1 = 300 м.
Приме р 2.
Пусть необходимо разместить 8 галлерей с центральной скважи-
ной, радиусом гс«=0,1л/, на круговой залежи, радиус нефтеносности
которой /?н=1380 ли
Найдя £э = -^80"" 0»0£КЮ725, проводим горизонталь, соответствую-
щую этому значению, по правой шкале оси Q ДО ее пересечения с про-
должением кривой л =9. Проходящая через эту точку вертикаль дает
в пересечениях с кривыми л*=8, л = 7,...,л =1 следующие значения:
р8 = 0,025
,
= 0,600
= 0,735
= 0,870.
£6 = 0,230
р, = 0,350
Следовательно, радиусы галлерей имеют следующие абсолютные,
значения:
з
/?4 =
,
1380-0,735
1380-0,600
1380 -0,473
м
1015 м
827 м
652 м
/?
8
1380-0,350
1380-0,230
1380-0,110
1380 0,025
483 м
318 м
152 м
35 м.
2. Газонапорный режим
При газонапорном режиме в общем
случае Ар Ф const.
Согласно (7.3.4)
~К J
U
/
ds
Т
(7Л18)
ФИР. 19. Схема размещения коль-
цевых галлерей при радиальном
движении границы раздела между
нефтью и газом, находящимся в
газовой шапке.
Если газ из газовой шапки не отби-
рается и в газовую шапку не нагнета-
ется, то давление в ней будет изме-
няться в соответствии с отбором нефти
из пласта (фиг. 19):
= у, + /$^ЩпйГ> (7.4.19)
где Ro — начальный радиус газовой шапки,
Уф— ее начальный объем,
г—радиус газовой шапки в данный момент.
h — мощность пласта.
Рациональные схемы размещения скважин в нефтяных пластах 111
Далее
Р Р= ^^ Р =
(7.4.21)
Согласно (7.4.18) получим, заменяя обозначение координаты
границы раздела s переменным радиусом г (фиг. 14):
2ШГ fi--
2nrh (V0 — n
7iR\hm)
j 2nri
(Po — Pc) V0-\--MR$hpcm—nR^hpcm f 2nrh
ИЛИ
1 /* f /V -rrD2hm _±_ „r%Urrt\
- dr
1 Г r (VQ — nR$hm
Bi J (Po - Pc) v o+^о3 Лр
J
Интегрируя (7.4. 22) и вводя обозначения
~^° (/.4.
и
-ъ—гт-r—в, (7,4.24)
получим:
' m-1
Если начальное давление p0 и объем газа Vo достаточно велики
и, следовательно, g-t и e^f малы, то формула (7.4.25) переходит в
формулу (7.4. 15) для случая постоянного давления рк .Действи-
тельно, разлагая логарифм в (7. 4. 25) в ряд и отбрасывая высшие
степени малых величин ед\, ££?_!, получим для левой части (7.4.25):
4г- In —7—
£, 1 —
4
2 v=, K.-u. (7.4.26)
Пренебрегая в правой части (7.4.25) членами (ef —е©) и ^ п о
сравнению с единицей, мы приходим к формуле (7.4.15).
112 Глава VII
3. Газо-водонапорный режим
При газо-водонапорном режиме в круговой залежи расстановка
галлерей производится таким же методом, как и в полосообразной
залежи, но при этом используются соответствующие формулы круговой
залежи.
4. Гравитационный режим
При гравитационном режиме в круговой залежи остается справед-
ливым вывод, сделанный для полосообразной залежи того же режима,
т. е. и в круговой залежи нужна лишь одна галлерея, расположенная
в нижней части залежи.
§5. ВЛИЯНИЕ НА РАССТАНОВКУ ГАЛЛЕРЕЙ РЕГИОНАЛЬНЫХ ИЗМЕНЕНИЙ
ПО ПАДЕНИЮ И ПРОСТИРАНИЮ ПЛАСТА
До сих пор мы рассматривали рациональную расстановку галлерей
при значениях k, m и h, предполагаемых постоянными по всему пласту.
Если пласт неоднороден, то в предыдущих формулах к7 m, h будут
переменными. В этом случае следует исходить из выражения (7.3.6),
где величины kf и mf должны быть заданы как функции координаты s.
Для уточнения отсчетов s можно ввести понятие о полюсе нефтяной
залежи, ограниченной односвязным контуром. Выше везде мы исходили
из требования, чтобы контур нефтеносности стягивался равномерно
с минимальной площадью целиков, и из этого условия расставляли
ряды скважин на местах идеализированных галлерей. Полюсом залежи
назовем ту воображаемую точку, в которую должен стянуться первона-
чальный контур нефтеносности. Положение полюса можно всегда легко
найти, пользуясь известными из геометрии свойствами гомотетичных
фигур, например, построив два геометрически подобных контура нефте-
носности и соединив прямыми положения двух соответствующих точек.
В общем случае мы можем написать, что
b (7.5.1)
принимая х к а к периметр и обозначая через h среднюю мощность
вдоль периметра.
Отсчитывая координату s от полюса, в силу требования о гео-
метрически подобном стягивании контура нефтеносности можно
считать, что
(7.5.2)
где 5 — будет расстоянием, соединяющим полюс с любой фиксиро-
ванной точкой М стягивающегося контура нефтеносности, попадаю-
щей затем в положения М', М" и в пределе —в самый полюс.
Так как постоянная а в (7.5.2) сократится, то уравнение (7.3.6)
примет следующий вид:
1
Ч-i
J 1^ = 0; (7.5.3)
4 si+l
jjijj- f myhds - (mxft, f -Щ—0. (7.5.4)
Si—1
Напоминаем, что здесь под величинами mh и kh подразумеваются
их средние значения вдоль периметра контура нефтеносности, проходя-
Рациональные схемы размещения скважин в нефтяных пластах 113
щего через заданную точку s и геометрически подобного своей первона-
чальной форме.
Зная зависимость подинтегральных функций от s, т. е. зная рас-
пределение пористости, проницаемости и мощности по пласту, а также
начальные и конечные отметки s0 и sn, мы методом последовательных
приближений можем найти искомые положения остальных (п—1) гал-
лерей.
При наличии газовой шапки — двустороннего питания — и дву-
связной области нефтеносности аналогичные расчеты положения гал-
лерей выполняются для каждой из сторон питания при требовании,
чтобы к последней галлерее вытесняющие агенты прорвались одновре-
менно.
Фиг. 20. Размещение галлерей в случае полосовой залежи,
состоящей из двух частей с различными характеристиками.
В тех случаях, когда контур нефтеносности должен перемещаться
параллельно своему первоначальному положению #» const, то зависи-
мость (7.5.2) не имеет места, заменяясь согласно (7.3.6) и (7.4.1)
следующею:
Si
/
ds
(7.5.5)
При этом положение начала отсчета координаты s в (7.5.5)
несущественно.
Для примера рассмотрим случай залежи из двух полос с разными
фильтрационными характеристиками (фиг. 20).
Пусть на длине 1г эти характеристики будут mv klt hlt на длине
/2 — ш2, к2, h2. Требуется разместить п галлерей.
Заданы начальное положение контура нефтеносности so = O и
положение последней галлерей s n =/i +/2 -
Пусть на длине k находится щ галлерей, причем пх пока не
известно.
Из (7.4.2) получим для пх галлерей, расставленных в первой
полосе,
, (7.5.6)
где Л1г — расстояние между галлереями в первой полосе.
Таким образом, для первой полосы получается прежний ре-
зультат.
Аналогично для второй полосы получим:
— Srn+2 = - • • —
(7.5.7)
114 Глава VII
Полагая теперь в (7.5.5) последовательно i~nx и i = лх -4-1,
получим, обозначая через хг и х2 расстояния ближайших к границе
раздела галл ерей:
; (7.5.8)
е2»2 шь_1. • (7.5.9)
К этим уравнениям добавляются еще следующие:
= /2, (7.5.10)
где
щ^п~~~пг. (7.5.11)
Если известно пг, то из четырех уравнений (7.5,8), (7.5.9) и
(7. 5. 10) можно найти хг, х2, Л1г и
__ kih
I
= Щ Г
&1Й1 1
2 *2 D J (7.5.13)
- ( 7 - 5 Л 4 )
Значением /?! приходится задаваться и путем пробных подсчетов
суммарного времени извлечения нефти выбирать значения пг и
и2 = 72-~ nlf при которых это время получается наименьшим.
Если к, т, h известны как непрерывные функции s, расчет может
быть произведен непосредственно по формулам (7.5.3) и (7.5.5)
указанным выше способом последовательных приближений.
ГЛАВА VIII
РАСЧЕТЫ ДЕБИТОВ МНОГОРЯДНОГО РАЗМЕЩЕНИЯ СКВАЖИН
В СЛУЧАЕ ОДНОЖИДКОСТНОЙ СИСТЕМЫ
Плоскую задачу об интерференции группы скважин, расположен-
ных в пласте с любым контуром, в настоящее время можно считать
решенной [120, 132, 140]. Имеются решения и для несовершенных сква-
жин [138]. В общем случае эта задача сводится к решению алгебраиче-
ской системы уравнений первой степени, где для неизвестных — дебитов
или контурных напоров — всегда можно составить соответствующую
систему достаточного числа уравнений.
Практическим неудобством являются громоздкость вычислений,
связанных с решением уравнений с большим числом неизвестных,
необходимость вычислять определители высокого порядка и т. д. Сле-
дует отметить, что в некоторых инженерных дисциплинах, например,
в строительной механике, такого рода решения считаются вполне прием-
лемыми, и, вообще говоря, нет особых оснований избегать их и в расче-
тах фильтрации. Хотя то обстоятельство, что физико-механические кон-
станты нефтяных пластов и флюидов обычно известны не очень точно,
вполне оправдывает применение приближенных методов (так как точ-
ность вычислений не должна превышать точности исходных данных),
тем не менее мы считаем необходимым привести здесь некоторые точ-
ные решения, во-первых, потому, что нельзя заранее предугадать
область их применения и, во-вторых, для того, чтобы можно было про-
извести оценку точности изложенных в настоящей работе приближен-
ных методов.
Точные решения задачи об интерференции группы скважин обычно
получаются путем суперпозиции полей течения источников и стоков.
Можно просто и быстро получить ряд таких решений при помощи кон-
формного отображения, исходя из обычной формулы Дюпюи для
радиального потока к одной скважине в центре кругового пласта
мощностью h=\. Этим методом в Бюро решен ряд задач об
интерференции скважин в пластах различных форм [132].
Дебит одной скважины в кольцевом ряду (фиг. 21) из п скважин
равен:
-1
1П
(8.0.1)
116
Глава VIII
Для бесконечной цепочки скважин с расстоянием 2а между
скважинами, отстоящей на расстоянии Н от края полубесконечного
пласта (фиг. 22)
2лкН (рК — р с ) Л v
Q = * с' N . (8.0.2)
ln_r—{-In2sft
\
с
<f
Фиг. 21. Кольцо скважин Фиг. 22. Бесконечная цепочка скважин в по-
в круговой залежи. лубесконечном пласте.
Здесь и ниже дебит считается поло-
жительным для скважины-стока и отри-
цательным для скважины-источника.
Пользуясь принципом суперпозиции,
можно без затруднений вывести формулы
для дебитов и напоров в случае несколь-
ких кольцевых рядов скважин в круговой
залежи или цепочек скважин в поло сооб-
разной залежи. Приводим окончательные
результаты.
Для N кольцевых рядов с количе-
ством скважин nv /?2, . . . в каждом
Фиг. 23. Несколько колец скважин П РИ наличии к тому же центральной
в круговой залежи, скважины (фиг. 23)
1 Ankh
Qi In
R,
—cos
•4-
- c os nt (d-
i - i
2nkh
(8.0.3)
где г, в — полярные координаты любой точки.
Дебиты Qi и дебит QQ центральной скважины определяются из
системы (N4-1) уравнений первой степени:
Ankh
Qi In
ni
П
Х -,
ч
- cos
Расчеты дебитов многорядного размещения скважин
117
/ = 1, 2, . . .,
(8.0.4)
Предполагается, что в каждом ряду все скважины расположены
в вершинах правильных многоугольников и находятся в одинаковых
условиях.
Фиг. 24. Несколько цепочек скважин в полосообразном пласте
с известными контурными давлениями р1к и /?2к.
Значок • означает, как обычно принято, что при суммировании
от i =l до / = Л' опускается член /=/, который выписан отдельно в
фигурных скобках, г?с— радиус скважины /-ного кольцевого ряда,
pjc— забойный напор на контурах скважин /-го ряда, рк — напор на
контуре питания RK, 0i> 63 ~~~ полярные углы центра ближайшей к
оси х скважины i-то и /-го рядов. Последнее (/V-f 1) уравнение
имеет следующий вид:
*н
2nkh
{1-
In
In
1к
(8.0.5)
где Qe — дебит,
Рос — забойный напор,
/"ос — радиус центральной скважины.
Если центральная скважина отсутствует, то в уравнениях (8,0,3)
и (8.0.4) следует принять Q0 = 0. Уравнение же (8.0.5) тогда вообще
выпадает.
Для залежи в форме полосы (фиг. 24) с контурными напорами
на краях piK и р2к решение может быть дано либо в эллиптических
функциях, либо непосредственным суммированием потоков от беско-
нечной последовательности изображений цепочек, получаемых при
118
Глава VIII
зеркальном отображении действительных цепочек скважин в краях
полосы. В результате оказывается, что
N
С/2
JL
In
t
(*,У)
(8.0.6)
где Hi — расстояние /-го ряда скважин до оси %;
:* — абсцисса ближайшей к оси у скважины 1-го ряда;
— расстояние между скважинами в i-м ряду;
N — число рядов;
L — длина полосы;
с — вспомогательная постоянная,
Si (х, у)=
с»
- 2-
ch
ch
Ч
Ч
<У-
D- co.
L)—cos
°i l
я
ch — (y+Щ~2PL) —cos - — (x — Xi)
/T • ™ ft * **
a.
ch -iL (y-Ht+2vL) - cos -^-(x- xt)
Pic
Ankh
Г N
2
x-1
In
ch~ (H.-.
Г-<*:
!п
/=1, 2, ..
,(8.0.7)
(8.0.8)
i - l
(8.0.9)
Из этой системы определяются дебиты Qt и вспомогательная
онстанта с.
и L
>- -~ очень
Бесконечная сумма Si (х, у) при Нх > -^
мала и может быть отброшена. Если же все-таки ее желательно
учесть, то при суммировании (8. 0. 7) можно пользоваться следую-
щей оценкой погрешности.
Обозначая через Sv сумму остаточных членов в (8.0.8) с но-
мерами от v до бесконечности, получим:
2nLv
2 (ch —— 4 е" а
S, I < ^-т=£: si— • (8- 0.10)
ch
2*iL.
Для залежи в виде неограниченной полуплоскости с контурным
напором рк на границе у = 0 в предыдущих формулах следует при-
нять с»0, 5== 0, piK = A<, уравнение (8.0.9) выпадает, и дебиты
определяются из (8. 0. 8).
Расчеты дебитов многорядного размещения скважин
119
Заметим, что при больших значениях аргумента гиперболи-
ческого синуса или косинуса можно пользоваться приближенной
формулой
In chu « In shu zz и — In 2.
Для полосовой залежи, один край которой непроницаем (напри-
мер, сброс), а на другом задан известный напор рк (фиг. 25), при
=fc*
J
•Л'
U2A-4
Фиг. 25. Несколько цепочек скважин в полосообразном плас-
те, один край которого непроницаем, а на другом известно
контурное давление рк.
приближенном выполнении граничного условия на краю с постоян-
ным напором получаем:
N
п
71
(у - ЯГ) — cos — (х —
(8.0. 11)
JST
п
ch — (Hi — Hj) - cos
In
eh
cos -
ч
In
(8.0Л2)
N
2
Qt In сЛ — (L - Я0 + In ch — (L + Hd) + с (8.0.13)
i - i
Погрешность заключается в том, что согласно (8.0.13) условие
р к = const на контуре у= — L не выполняется строго, а изменяется
в пределах
4nkh
</.-№)±1
с/г
(8.0Л4)
120 Глава VIII
При (L — #0 > oi условие (8. 0. 13) практически вполне точно.
Указанные выше формулы позволяют рассчитать дебиты скважин
в рядах, расставленных в нефтяных залежах любых форм, так как
всегда можно с достаточной практической точностью рассматривать
почти всякую нефтеносную площадь как состоящую из частей круговых
секторов и полос.
Для залежей овальной или серповидной формы можно вывести точ-
ные формулы, но ввиду их большей сложности мы их здесь не приво-
дим [132].
Отметим следующее важное обстоятельство: в этих уравнениях
могут быть заданы заранее для одних рядов забойные напоры, а для
других — дебиты и определяться соответственно для первых—дебиты,
а для вторых — забойные напоры. Таким образом, всегда могут быть
найдены любые неизвестные, лишь бы их число равнялось числу
уравнений.
Как уже говорилось, неудобство заключается в том, что при числе
неизвестных, большем 4—5, вычисления становятся очень громоздкими.
ГЛАВА IX
ПРИБЛИЖЕННЫЕ МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДЕБЕТОВ
СКВАЖИН И СРОКА ИХ ЭКСПЛОАТАЦИИ
§ 1. ОСНОВНЫЕ УСЛОВИЯ РАБОТЫ СКВАЖИН
Дебит скважины и срок ее эксшюатащш зависят.- от физико-гео-
логических свойств породы, через которую движется жидкость, — от
проницаемости, пористости, коэфициента использования пор; от физиче-
ских свойств флюидов — вязкости, уд. веса; от мощности пласта, от
перепада давлений между контуром питания и забоем скважины и от
положения рассматриваемой скважины как относительно контура пита-
ния и контура нефтеносности, так и относительно других скважин.
Влияние упругого режима работы пласта на дебит скважин рассматри-
вается в гл. XII.
Прежде чем приступить к непосредственному определению дебита
скважины и срока ее эксплоатации, необходимо определить числовые
значения перечисленных параметров, установить схему расположения
скважин, задаться числом рядов скважин и расстояниями между сква-
жинами в ряду.
Весьма существенным фактором, определяющим величину дебита,
является значение з а б о й н о г о д а в л е н и я, т. е. того давления,
которое поддерживается на забое скважины в период ее работы.
Когда скважина не находится вблизи контактов вода—нефть или
газ—нефть, тогда ее эксплоатация обычно подчиняется одному из двух
основных условий, а именно: эксплоатация ведется либо при постоян-
ном забойном давлении, либо при постоянном отборе из скважины
жидкости.
Первое условие имеет место в тех случаях, когда понижение забой-
ного давления ниже некоторого предела связано с опасностью выделе-
ния в пласте газа из нефти (при наличии в пласте недонасыщенной
газом нефти) или когда дальнейшее понижение забойного давления
невозможно по техническим или физическим причинам. Как в том, так
и в другом случаях с целью получения возможно большего текущего
дебита скважину следует эксплоатировать при предельном наинизшем
уровне забойного давления.
Второе условие — постоянство дебита (отбора)—имеет место
в случае эксплоатации пласта, представленного неустойчивыми песками,
когда увеличение отбора выше некоторого предела будет вызывать уси-
ленный приток в скважину вместе с нефтью также и песка. Вынос
с забоя скважины на поверхность значительного количества песка
122 Глава IX
может оказаться затруднительным, в результате начнет образовываться
песчаная пробка и нормальная эксплоатация скважины либо нару-
шится, либо прекратится полностью. В этом случае,—тоже с целью
получения возможно большего текущего дебита, — следует установить
величину наивысшего отбора жидкости, при котором образование
песчаных пробок не будет иметь места.
Величина этого дебита, определяемая критическими скоростями
фильтрации в призабойной зоне, будет зависеть от характера породы,
жидкости и устройства фильтра. Для каждого пласта при принятом
способе его крепления дебит скважин будет иметь свою предельную
величину. Обычно величина максимального предельного отбора опреде-
ляется опытным путем, и потому ее следует считать заданной.
Скважины, работающие на предельном заданном отборе при одина-
ковых геологических условиях и однотипном креплении забоев, будут
иметь одинаковые дебиты, но в зависимости от положения их относи-
тельно контура питания и друг друга забойные давления в них будут
разными. У скважин, проведенных, положим, на пласт с водонапорные
режимом, во втором ряду давления будут ниже, чем у скважин внеш-
него, у скважин третьего ряда — еще ниже и т. д. При этом может ока-
заться, что забойные давления какого-то ряда станут ниже допустимого
минимального забойного давления, определяемого из указанного ранее
первого условия работы скважин. Эти скважины, очевидно, должны
будут работать не при заданном допустимом отборе, а при заданном
минимальном забойном давлении.
Итак, при определении дебитов скважин мы должны исходить
в основном из двух возможных условий работы скважин, а именно:
1) постоянного предельного давления на забое скважин и
2) постоянного предельного отбора жидкости и предельного давле-
ния на забое скважин.
§ 2. МЕТОД, ПРИМЕНЯЕМЫЙ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДЕБИТОВ
СКВАЖИН И СРОКОВ ИХ ЭКСПЛОАТАЦИИ
При правильной, симметричной, схеме расположения скважин и
контуров, определение дебитов скважин и срока их эксплоатации можно
проводить аналитическим путем, применяя для этого методы различной
степени точности. Приближенные методы, являясь менее точными,
выгодно отличаются, однако, от более точных методов своей простотой.
Так как в формулы, определяющие дебит скважин и скорость переме-
щения контактов, входит ряд величин (коэфициенты проницаемости,
пористости, использования пор и т. д.), осреднеипых и, конечно, уста-
новленных приближенно, то определять дебиты скважин и время их
эксплоатации, пользуясь сложными точными методами, не имеет смысла.
В дальнейшем мы будем пользоваться приближенным методом, основан-
ным на замене каждого ряда скважин галлереей такого же размера и
той же формы. Так как в действительности мы имеем не галлереи, а
ряды скважин, необходимо в величины дебита галлереи и продолжи-
тельности ее работы, внести некоторую поправку. Эта поправка вводится
в виде условного коэфициента <р, который численно представляет собою
отношение дебита всех скважин ряда к дебиту соответствующей галле-
реи.
При установлении величины коэфициента д> оказалось, что в пластах
с водонапорным режимом его значение остается приблизительно одина-
ковым, вне зависимости от того, определяем ли мы дебиты скважин
всех рядов или дебит скважин только внешнего ряда, предполагая,
что другие ряды скважин не эксплоатируются. Это означает, что,
Приближенные методы определения дебитов скважин 123
если бы у нас был один внешний ряд скважин, то этот ряд давал бы
приблизительно такой же дебит, как и все одновременно работающие
ряды скважин, при условии равных забойных давлений во всех рядах
скважин.
Следует иметь в виду, что дебит внешнего ряда, если он единствен-
ный, будет выше, чем дебит этого же ряда при работе всех рядов сква-
жин.
В случае эксплоатации пласта, работающего при режиме вытесне-
ния, по мере отбора нефти освобождающиеся поры породы замещаются
водой или газом. Следовательно, контакт нефть — вода или нефть — газ
будет постоянно перемещаться.
Так как вода, а тем более газ имеют меньшие по сравнению
с нефтью вязкости, то по мере приближения контактов к внешнему
ряду скважин величина общего сопротивления движению флюидов от
контура питания до забоев скважин будет снижаться (за счет сокраще-
ния ширины нефтяной полосы от контура нефтеносности до внешнего
ряда скважин). Вследствие этого при эксплоатации скважин с постоян-
ным забойным давлением дебиты в них будут постепенно повышаться;
эксплоатация же скважин с постоянным отбором жидкости будет сопро-
вождаться повышением в них забойного давления, а в том ряду, в кото-
ром скважины работают на минимальном постоянном давлении, дебиты
скважин будут возрастать.
Для упрощения расчетов можно ограничиться установлением общей
продолжительности периода перемещения контакта от начального поло-
жения до первого ряда скважин, затем — от первого до второго и т. д.,
далее устанавливать не текущие дебиты, как некоторую функцию вре*
мени, а средневзвешенные дебиты за весь период перемещения контакта
от начального контура до первого ряда и затем от ряда к ряду.
Установленный средневзвешенный дебит будет сохраняться постоян-
ным в течение всего периода перемещения контакта от начального поло-
жения до внешнего ряда; затем за период движения контакта от внеш-
него ряда до следующего дебит принимает другое значение, но тоже
постоянное, и т. д., т. е. средневзвешенный дебит остается постоянным
при неизменном числе эксплоатируемых скважин. Такое положение имеет
место при движении в пласте жидкости одинаковой вязкости. Следова-
тельно, пользуясь средневзвешенным дебитом, мы тем самым искусст-
венно переводим двухжидкостную систему в пласте в одножидкостную.
Установление средневзвешенного дебита будет сводиться к опреде-
лению дебита ряда скважин в одножидкостной системе при таком кон-
туре питания, который обеспечивал бы скорость фильтрации, равную
средней скорости фильтрации при действительных условиях движения
флюидов.
Этот искусственно вводимый контур питания, названный п р и в е -
д е нным, подлежит предварительному определению. При этом вслед-
ствие изменения условий в пласте, когда тот или иной ряд скважин
выключается, положение приведенного контура питания также будет
изменяться. Поэтому, прежде чем определить дебит внешнего и после-
дующих рядов скважин, необходимо для условий каждого числа рядов
скважин устанавливать свой приведенный контур питания.
В некоторых случаях представляет интерес определить величины
начальных дебитов скважин при начальном положении контура нефте-
носности. В этих случаях для расчета дебитов предварительно можно
определить приведенный контур питания для начальных условий.
При неправильной, асимметричной, схеме расположения скважин и
контуров аналитические методы определения дебитов и продолжитель-
124 Глава IX
ности эксплоатации скважин весьма сложны, а для большинства случаев
вообще отсутствуют. Наиболее удобным и точным способом определения
дебитов и срока эксплоатации при такого рода случаях является способ,
основанный на электромоделировании работы пласта и скважин (см.
гл. XV).
§ 3. НЕКОТОРЫЕ ЗАМЕЧАНИЯ К МЕТОДУ ОПРЕДЕЛЕНИЯ
ДЕБИТОВ И СРОКА ЭКСПЛОАТАЦИИ СКВАЖИН
Рассматривая движение в пласте как плоское движение и заменяя
ряды скважин, расположенные параллельно контурам нефтеносности,
соответственно гидродинамически скорректированными галлереями, мы,
естественно, приходим к выводу, что при эксплоатации однородного
пласта контакты перемещаются поступательно и тоже параллельно конту-
рам и рядам скважин. При подходе контакта к внешним рядам все
скважины этих рядов одновременно перейдут или на воду или на газ.
При конечной мощности пласта контакт получается не в виде
линии, а в виде некоторой поверхности. Первоначальная форма этой
поверхности, обычно плоская, горизонтальная, по мере приближения
разделов нефть — вода или газ — нефть к скважинам нарушается
вследствие различного расстояния отдельных точек на контактной
поверхности от забоев скважин. Поэтому истинная картина перемеще-
ния контактов отличается от расчетной. В действительности скважины
перейдут с нефти на воду или газ не сразу, а постепенно. Дебиты нефти
в них будут снижаться, как только к забоям проникнет вода или газ,
а процент воды или газовый фактор будет повышаться.
Исследования, проведенные при рассмотрении пространственного
движения в пласте, когда начальный водонефтяной контакт представ-
ляет собою горизонтальную поверхность [116], показали, что эксшюати-
ровать внешние скважины до полного их обводнения не имеет смысла.
Прекращение эксплоатации таких скважин при достижении в них воды
порядка 30—40% не снизит общей добычи нефти по пласту, так как
прекращение эксплоатации внешнего ряда соответственно повысит
добычу во внутренних рядах; таким образом, потеря добычи нефти
внешнего ряда полностью компенсируется. Продолжение же эксплоата-
ции внешнего ряда скважин при содержании в них воды, превышаю-
щем 40—50%, наоборот, будет снижать общую добычу нефти по пласту.
Такой порядок эксплоатации рядов приблизит расчетные показа-
тели к действительным; лишь данные конечной стадии эксплоатации
последнего ряда скважин, который должен полностью выбрать всю
нефть, т. е. эксштоатлроваться до полного обводнения, будут отличаться
от расчетных.
Так как при сопоставлении различных вариантов размещения
скважин мы во всех случаях допускаем эту неточность, которая в об-
щем балансе добычи имеет сравнительно небольшой уд. вес, то отно-
сительная оценка оптимальности того или иного варианта останется
достаточно справедливой.
Одинаковый дебит всех скважин ряда и одновременный подход
контакта ко всем скважинам внешнего ряда будет наблюдаться лишь
при равномерной по всему пласту проницаемости и пористости пород,
что, конечно, в реальных условиях не будет иметь места. По этой
причине дебиты некоторых скважин будут больше расчетных, а дебиты
других — меньше; к некоторым скважинам вода (или газ) подойдет
раньше, к другим — позже, поэтому некоторые скважины должны быть
выключены раньше, другие — позже.
Приближенные методы определения дебитов скважин 125
Если в расчеты были введены средние показатели физических
свойств пород, то получаемые данные должны соответствовать факти-
ческому среднему сроку эксшюатации всех скважин и среднему их
дебиту.
Определение дебитов нефти по приведенной схеме будет отвечать
действительному положению в том случае, когда в пласте выделяющийся
из нефти газ не производит «работы». Когда же в пласте имеется соче-
тание напорных режимов и режима растворенного газа, то в этом
случае лишь внешние ряды скважин в основном будут работать
под действием напора воды или газа, все же внутренние скважины
в первый период их эксплоатационной жизни будут разрабатываться
при режиме растворенного газа. При таких условиях правильно будет
установлен лишь дебит внешних рядов, дебиты же внутренних скважин
будут, конечно, выше расчетных. Но в этих скважинах по мере отбора
из них нефти и газа давление будет падать и, наконец, начнет дости-
гать такого уровня, при котором на их дебит будет оказывать влияние
действие внешних сил — напора воды или газа. С этого момента и внут-
ренние скважины начнут переходить на напорный режим. Так как
к этому времени в результате отбора из пласта нефти насыщенность
пор породы будет меньше первоначальной, то дебиты внутренних сква-
жин окажутся ниже расчетных: вода или газ будут вытеснять не чистую
нефть, а смесь нефти и газа.
Срок эксплоатацин такого пласта, определяемый скоростью переме-
щения контактов, если пренебречь снижением относительной прони-
цаемости породы для нефти вследствие падения насыщенности, должен
быть таким же, как и в случае чисто напорного режима. Для установ-
ления более точного срока эксплоатации пласта необходимо среднюю
проницаемость породы для нефти принять с учетом пониженной насы-
щенности ее нефтью. Если определение проницаемости проводить по
промысловым данным (см. гл. XIV), когда в пласте имеет место движе-
ние смеси нефти и газа, то тем самым будет учтено влияние степени
насыщенности породы на ее проницаемость.
Таким образом, дебит пласта, работающего при смешанном ре-
жиме, вначале (до некоторого момента времени) будет выше расчет-
ного, а затем — ниже (фиг. 26), время же эксплоатации пласта в целом
остается неизменным, а следовательно, неизменными будут и средние
дебиты всех скважин в течение всего времени эксплоатации пласта.
Исходя из этого, можно считать, что рассмотренный метод расчета
можно приложить также к пластам, работающим при смешанном
режиме. Но при этом следует иметь в виду, что в действительности
начальные дебиты будут выше расчетных и потому определение их
должно быть построено на ином принципе.
§ 4. ПРИВЕДЕННЫЕ КОНТУРЫ ПИТАНИЯ
В соответствии с данным нами определением приведенным конту-
ром питания называем такой контур, который при одножидкостной
системе дает одинаковые величины дебита и времени перемещения
контакта (от какого-то начального до другого — конечного — его поло-
жения) со средним дебитом и временем перемещения того же контакта
при двухжидкостной системе с истинным контуром питания.
Определение приведенных контуров питания производим для тех
основных расчетных схем, которые рассматривались в предыдущей
главе при установлении рационального расположения рядов скважин.
126
Глава IX
При установлении приведенных контуров питания пользуемся тем
же приемом, а именно, рассматриваем ряды скважин как галлереи
с некоторым средним давлением на забое, а мощность пласта прини-
маем равной единице.
I. Полосообразная залежь
/. Водонапорный режим
Расчетная схема для этого случая представлена на фиг. 27. На истин-
ном и приведенном контурах питания давления одинаковы и обозна-
чены через рк, давление на забое галлереи—рг> давление на контуре
нефтеносности —р.
Голлерея
'Л
| Начальный контур
нефтеносности
Приведенный контур.
Фиг. 26. Падение дебита пласта со
временем при различных его режи-
мах:
7 —кривая водонапорного режима;
2 — кривая смешанного режима.
питания
S
[Истинный контур питании
Фиг. 27. Схема полосооиразной
залежи для расчета приведен-
ного контура питания при во-
донапорном режиме.
Дебит нефти галлереи шириною в 2о при двухжидкостной системе
в какой-либо момент времени будет равен:
к.2а (р-рг)
к-2о ( Р к -
(9АЛ)
где
расстояние контура нефтеносности от галлереи; отсюда
ов — Рг!*в1'
Подставляя значение р в (9.4.1), получим;
л k'2<J ( Р к-^г)
Для начальных условий L = LH, и дебит галлереи составит
к-2а (РК~РР)
(9.4.2)
(9.4.3)
(9.4.4)
Дебит галлереи при приведенном контуре питания в условиях
одножидкостной системы равен
к-2а (РК-РГ)
(9.4.5)
Приближенные методы определения дебитов скважин 127
Приравнивая (9.4.4) и (9.4.5) и решая уравнение относи-
тельно L0H> получим выражение приведенного контура питания для
начальных условий:
О^ )\L (9.4.6)
Приведенный контур питания в период перемещения контакта
от его начального положения до галлереи рассчитаем следующим
образом,
Скорость перемещения контакта:
где т — коэфициент пористости;
Р коэфициент использования пор.
97 (
ф р
Подставляя в (9.4.7) значение qv из (9.4.3), найдем, что
L-/tKL) dL
к (РК-РГ)
Интегрируя правую часть в пределах Lu — 0, получим время
перемещения контакта от начального контура нефтеносности до
галлереи:
T
mBu-.L,-- I uu f. ua Lt, \
' ' " н i _; ° Г _i *2_ ___ ' н . ''__т 1 /П Л ОЧ
Средний дебит галлереи при приведенном контуре питания в
условиях одножидкостной системы:
— п \
(9.4.9)
При этом время перемещения контакта от начального контура
нефтеносности до галлереи составит:
Приравнивая (9.4.8) и (9.4.10) и решая полученное уравнение
относительно Lo, получим приведенный контур питания для всего
периода перемещения контура нефтеносности от начального его
положения до галлереи:
Мв г . и ,, г-в » ( 9.4.1 1 )
Когда к внешней галлерее подойдет вода, галлерея обводняется,
и зксплоатация ее должна быть прекращена; в это время должна всту-
пить в эксплоатацию следующая галлерея, которая теперь будет
являться внешней галлереей. Для установления приведенного контура
питания за весь период ее эксплоатации поступаем таким же образом, как
и при установлении приведенного контура питания для внешней гал-
лереи, но теперь значение L€B будет больше предыдущего на величину
расстояния между галлереями, а значение Ln равно расстоянию между
галлерея ми.
Таким же путем определяем приведенные контуры питания последо-
вательно для всех галлереи.
128 Глава IX
2. Газотпорный режим
1) По с т о я н н о е д а в л е н и е в г а з о в о й з оне. Расчетная
схема для этого случая представлена на фиг. 28. Вследствие незначи-
тельной вязкости газа по сравнению с вязкостью нефти истинный кон-
тур питания будет неизменно находиться на контуре нефтеносности,
т. е. по мере эксплоатации пласта и отбора из него нефти он будет
перемещаться. Давление на истинном и приведенном контурах пита-
ния обозначим через р*7 а давление на забое галлереи — через рг-.
Приведенный контур питания для начального положения контура
нефтеносности совпадает с истинным:
LOH- LH. (9.4.12)
Приведенный контур питания, отнесенный ко всему периоду пере-
мещения контура нефтеносности от его начального положения до внеш-
ней галлереи, можно вывести из выраже-
ния (9.4,11) для приведенного контура
питания при водонапорном режиме, при-
равняв вязкость воды нулю. Тогда полу-
и . . чим значение приведенного контура пита-
., Начальный котуц тФггяпкнзсти ^ J r
fy-j - ^ —£ ния для газонапорного режима с постоян-
-^ | Приведенный контур питания ным давлением в газовой зоне:
Фиг. 28. Схема полосообразной за-
лежи для расчета приведенного Приведенные контуры для последую-
контура питания при галонапор- щих галлереи определяется по предыду*
ном режиме. щему. Контур питания для каждой по-
следующей галлереи равен половинному
расстоянию между галлереей, только-что перешедшей на газ, и зкеплоа-
тирующейся галлереей.
2) Пе р е м е н н о е д а в л е н и е в г а з о в о й з оне 1. В общем
случае эта задача не поддается аналитическому решению в конечном
виде. Случаи же, когда Ар = Ap(s) или Ар = Ap(t), также отобра-
жаются очень сложными формулами.
Предлагаемый нами приближенный способ заключается в следую-
щем. Разбиваем область пласта, из которой должна быть извлечена
нефть, на несколько небольших зон, последовательно занимаемых вытес-
няющим нефть агентом по мере извлечения нефти (так, чтобы в пре-
делах каждой зоны депрессию можно было считать постоянной). Далее,
смотря по обстоятельствам, можно или задаваться постоянным — сред
ним во времени — значением депрессии в пределах каждой зоны и
искать время извлечения нефти из этой зоны, или, наоборот, можно
задаваться временем и определять для этой зоны среднее постоянное
значение депрессии, по которому и вести расчет. Для каждой такой
зоны приведенный контур питания можно считать расположенным на
середине зоны.
Если депрессия создается за счет имеющегося в пласте или нагне-
таемого в пласт газа, то расчет следует производить следующим обра-
зом.
Пусть первоначальный объем и абсолютное давление газа (в атмо-
сферах) будут соответственно Vo и ро. Обозначим через 1Л, V2... после-
довательно занимаемые газом объемы зон, из которых вытесняется
1 Метод расчета дан проф. И. А. Чарным.
Приближенные методы определения дебитов скважин
129
нефть к скважинам, схематически представленным в виде галлереи на
расстоянии Su S2... от начальной границы раздела газ — нефть. Поль-
зуясь схемой пласта-трубки, можем считать эти объемы известной функ-
цией координаты S, причем вид функции определяется размерами и фор-
мой нефтеносной части пласта.
Пусть границы раздела переместились на расстояние S и газ зани-
мает теперь объем Vo + V (S), где V (S) — объем вытесненной нефти.
Давление газа в этот момент, предполагая режим в пласте изотер-
мическим и рассматривая для общности случай закачки или извлече-
ния газа, будет равно:
VQ (0
где Q (/) — объем закачанного или извлеченного газа, приведенный
к атмосферному давлению.
В частности, если желательно поддерживать давление неизменным
и равным начальному, из выражения (9.4.14) сразу получим логиче-
ский результат:
Q(t) = P0V ( Я (9.4.15)
т. е. извлеченная нефть должна быть замещена приведенным к атмо-
сферному давлению объемом газа, равным произведению объема извле-
ченной нефти на абсолютное давление газа в пласте (в атмосферах).
II. Круговая залежь
1. Водонапорный режим
Расчетная схема для этого случая представлена на фиг. 29. На
истинном и приведенном контурах питания давления одинаковы и обоз-
начены через р к, давление на забое галлереи—через рг, а давление
на контуре нефтеносности — р.
Дебит нефти кольцевой галлереи при
двухжидкостной системе в какой-либо
момент времени составит:
/7 — К . __ ' г /О Л
*/Г г> — п у \ •'• **.
fl
1 п
R
питания *Ф
где R --радиус контура нефтеносности,
откуда
. R R.
•ов
R
Подставляя значение р в (9. 4. 16),
получим:
(рК~рг)
. (9.4.17)
Фиг. 29. Схема круговой залежи
для расчета приведенного кон-
тура питания при водонапорном
режиме.
Для начальных условий R = /?„, и дебит галлереи составит:
2nk (Рк-Рг)
Ятп —'~
In
R,
+ AS,
1 Н
(9.4.18)
4?
130 Глава IX
При приведенном контуре питания в условиях одножидкостной
системы дебит галлереи будет равен
qrn e * г . (9.4.19)
1ОН
Приравнивая (9. 4. 18) и (9. 4. 19) и решая уравнение относи-
тельно /?от получим следующее выражение приведенного контура
литания для начальных условий:
/?он = /?н (А^У*- (9.4.20)
Приведенный контур питания, отнесенный ко всему периоду
перемещения контура нефтеносности от его начального положения
до внешней галлереи, получим, исходя из следующего.
Время перемещения контакта за этот период, согласно
1ЯД|НЯ ( Ян 1 / RI \ у*
1 ~21:(рр) \т R —2 у /?• / + ~
21:(рК-рг) \т R, —2
(9.4.21)
Дебит галлереи при одножидкостной системе:
2пк (рк — рг)
qv = L_ . (g. 4.22)
Время перемещения контакта от начального положения до
галлереи:
(Я* - Rl) mfi (Ч ~ Я?) М. Ш -
9г и iPK - Pv)
Приравнивая правые части уравнений (9.4.21) и (9.4.23) и решая
полученное уравнение относительно /?0, получим:
1 ^ в ] в
й~^~7.— '^ ^ов — о 1 Т~Ь Ti— ^П Ru
^н
1 __
"" — In /?! (9.4.24)
или
— — _ _ 1
1
R
ов лхн „^_____
— _ _ _- ( 9 4 2 5 ^
2
€
Приближенные методы определения дебитов скважин
131
Приведенные контуры для последующих галлерей определяются
по предыдущему. Для каждой последующей галлерей R0B остается
неизменным, значение /?н будет соответствовать радиусу кольцевой
галлерей, только что перешедшей на воду, a /?i — радиусу эксплоати-
руемой галлерей. При последнем этапе перемещения контура, когда
он стягивается к центральной единственной скважине, Ri будет равно
радиусу скважины гс.
2. Газонапорный режим
1) По с т о я н н о е д а в л е н и е в г а з о в о й з о не
Расчетная схема для этого случая изображена на фиг. 30.
Вследствие незначительной вязкости газа по сравнению с вязкостью
нефти контур питания будет совпадать с контуром нефтеносности, но
так как последний по мере отбора нефти будет все время переме-
щаться, то, следовательно, вместе с ним будет перемещаться и контур
питания. Давление на истинном и приведенном контурах питания обоз-
начим через рк. Давление на забое галлерей попрежнему обозначим
через рг.
Приведенный контур питания для на-
чального положения контура нефтеносно-
сти, очевидно, совпадает с начальным
контуром нефтеносности, т. е.
Ron = Ru-
(9. 4. 26)
Приведенный контур питания, отне-
сенный ко всему периоду перемещения
контура нефтеносности, можно получить
из выражения (9. 4. 24) или (9. 4. 25) для
значения приведенного контура питания
при водонапорном режиме. Для этого
вязкость воды следует приравнять нулю
и переставить индексы у радиусов кон-
тура нефтеносности и галлерей, так как в
этом случае радиус галлерей будет соот-
ветствовать (в прежнем понимании) радиусу контура нефтеносности,
а радиус контура нефтеносности — радиусу галлерей.
Таким образом, приведенный контур питания при газонапорном
режиме при постоянном давлении в газовой зоне равен
Фиг. 30. Схема круговой залежи
для расчета приведенного кон-
тура питания при газонапорном
режиме.
1 —
3
In /?„ -
2
(9.4. 27)
или
Яг
(9.4. 28)
^ =— I —1
н
Приведенные контуры питания для последующих галлерей опреде-
ляются по предыдущему. Радиус начального контура нефтеносности
для каждой последующей галлерей будет равен радиусу галлереи,
только что перешедшей на газ.
132 Глава IX
2) Пе р е м е н н о е д а в л е н и е в г а з о в о й з о не
В этом случае, как и при полосообразной залежи, разбиваем
область между начальным контуром нефтеносности и внешней галле-
реей на несколько небольших зон так, чтобы в пределах каждой зоны
депрессию можно было считать постоянной.
Приведенный контур питания для каждой зоны можно определить
по уравнению (9. 4. 28) для случая постоянного давления в газовой
зоне.
§ 5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДЕБИТОВ СКВАЖИН
Определение дебитов скважин производим, рассматривая ряды
скважин как галлереи, но при этом вводим поправку в виде некоторого
козфициента (р.
Имея приведенный контур питания, все расчеты строим из условия
одножидкостной системы, поэтому расчетные формулы для водонапор-
ного и газонапорного режимов полосообразной залежи с односторонним
напором будут одинаковыми.
Дебиты скважин определяем для тех же схем их размещения, кото-
рые уже рассмотрены в предыдущей главе.
Так как условия отбора жидкости из скважин могут быть разными,
то определение дебитов выводим для двух основных условий работы
скважин, а именно:
1) при постоянном предельном давлении на забое во всех скважи-
нах и
2) при постоянном предельном отборе и предельном давлении на
забоях скважин.
Дебиты определяем для гидродинамически совершенных скважин.
Влияние на дебит несовершенства скважин см. в гл. XI.
А. Постоянное предельное давление на забое скважин
[. Полосообразная залежь
/. Водонапорный и газонапорный режимы
Расчетная схема для водонапорного режима приведена на фиг. 31,
а для газонапорного — на фиг. 32.
Сумму дебитов рядов можно выразить как дебит галлереи, распо-
ложенной на месте первого ряда скважин, умноженный на коэфици-
ент <р\
откуда
р
г
Как уже отмечалось ранее, величина коэфициента (р остается при-
близительно одинаковой для разного числа действующих рядов сква-
жин, т. е, будем ли мы считать, что в полуплоскости работает один
внешний ряд скважин или что одновременно работают три первых
ряда, f будет отличаться незначительно. Поэтому для простоты расче-
Приближенные методы определения дебитов скважин
133
<, . [195] ( :
7irc
(9. 5.
или при <x<^L
(9.5.2)
пгс
— г —
В этих формулах гс — радиус скважины; остальные обозначения
нанесены на фигуре.
Газ
Начальный контур нефтеносности
Приведенный контур {питания
Начальный контур нефтеносности
Приведенный контур питания /
Г Т
Фиг. 31. Схема полосообразной за-
лежи для расчета дебита рялов
скважин при водонапорном режиме.
Фиг. 32. Схема поло сообразной залежи
для расчета дебита рядов скважин при
газонапорном режиме.
Для ускорения определения значения <р построена диаграмма
(фиг. 33), по которой, зная расстояния до приведенного контура пита-
ния и между скважинами, легко определить ср. При построении диа-
граммы радиус скважины гс был принят равным 0,1 м. При близко
расположенных (относительно ряда) контурах питания значения коэфи-
циентов <р для случаев работы одновременно двух и трех рядов сква-
жин более точно можно определить по диаграммам (фиг. 34 — для
двух рядов и фиг. 35 — для трех рядов), построенным по данным
электроинтегратора, при расстояних между рядами от 100 до 700 м.
В этих случаях радиус скважины также принят равным 0,1 м.
Дебит скважин в полосе шириной 2<7 будет:
2аkh
(9. э. 3)
где q —- дебит скважин в полосе шириной 2<? или дебит одной сква-
жины, если работает только внешний ряд скважин, см3/сек:
о — половина расстояния между скважинами, см;
к — проницаемость породы, дарси;
рК — давление на контуре питания, am;
рс — давление на забое скважин, am;
h — мощность пласта, см;
/dl{ — вязкость нефти, сантипуаз;
£0 — расстояние от приведенного контура питания до внешнего
ряда скважин, см.
134
Глава IX
Найденный таким образом дебит скважин будет средним дебитом
за все время перемещения контакта от начального его положения до
внешнего ряда скважин.
titlf I
titlf I11111
1
о
а
en
га
ХО
О
о
и
О
О
с
S3
ее
ш
О)
м-г
Я
2
сЗ
н
о
\о
КЗ
О.
о
S
8. Я
S
•а*
S
ЕС
О)
О)
О*
с
о
S
га
се
S
со
со
Когда внешний ряд скважин в результате подхода к нему воды или.
газа выйдет из строя, дебит оставшихся рядов следует определить та-
ким же способом, но для этого предварительно необходимо установить
Приближенные методы определения дебитов скважин
135
новый приведенный контур питания и коэфициент <р для условий работы
второго ряда, который теперь будет внешним, и оставшихся рядов сква-
с»
«
т
1
1
Wllllll
*>>
1
&•
ь.
•ч
•46^
>
• • *
ч
s
4,
s
4
4 "
ч
\
S
N
ч\
\x
ч
ч N
. S
л
IN
X
V
1\
1
СЧ
<
V
4
\4
J
L К 1
s
Л
\N
\> Ш '
N
\vtlw\h
г
p
•
-Л
MB
К
\
Ч\
vft Ш л
тш \
уАш\\\
г
л
1
\
\\
"AIM Л
\
\\\ 1\\
г
"У
ш\
л
\
V(
)
W
к"'
Л 1
\\V\l\ W
Ш\Ч\ ^
\д\ 'д
у
\
р
г
\Х\ Л
VXk1.
X
^ s ЯШЙШ i
О
о
о
о
с
со
ж
i
га
ва
а
и
R5
«
а-
:* 3
О
а.
г
в а,
8-
«з
е-,
к
а>
s
•9*
СП
О
о
ев
О.
S
u
а.
с
о
«к
и:
с;
I I I
СО
жин. Таким образом устанавливаем последовательно средний дебит
скважин за каждый этап эксплоатации пласта, определяемый числом
работающих рядов скважин.
136
Глава IX
В конце-концов остается один ряд скважин, который должен ото-
брать оставшуюся нефть. Этот последний ряд может оказаться либо
*к
с*
N.
c£
^.
о
и
со
a.
о
с
о
о
«ч
с
т
я
сз
ffi
Ui
О
X
СО
«=с
ж
и
S
и
£
О
ю
Си
о
X
И"»
S
о --
S
си
ент;
S
ЕГ
S
•S-
О
«Я
S
к
С
о
СЗ
О.
'—>
РЗ
S
*
о
i
Mr
(С
ее
о.
a
о
*&
S
К
с
я
SX
к
с;
1
I
1
1
S
Й
С
>-.
nt
<и
>е
зГ
о
S-
о
о
О.
tx
1
3:
0
0
т
i
(К
«
г
«с
*»•
»ч
о
a
к
со
у тектонической или литологическои границы пласта, либо на осм
складки, с двух сторон питаемой нефтью, которая вытесняется водой,
Приближенные методы определения дебитов скважин
137
Контур нефтеносноспи
либо наконец, в месте, куда одновременно должны подойти газонефтя-
ной и водонефтяной контакты. В первом случае определение дебита
последнего ряда можно проводить указанным способом. Что же
касается второго и третьего случаев (с двухсторонним питанием),
то определение дебита такого ряда дается ниже. ^
При двухстороннем напоре за счет напора с обеих сторон воды
определение дебитов ведется такими же методами, как и при односто-
роннем напоре, причем единая залежь рассматривается как две само-
стоятельных. Но когда останется один ряд
скважин или если на залежи запроектиро-_ Прибеги контур питания _
ваи только один ряд, к которому одновре-
менно должны подойти контакты с обеих -
его сторон, дебиты определяются следую-
щим образом.
Полагая, что при водонапорном режиме
давления на контурах питания с обеих сто-
рон залежи равны, условие одновременного
подхода к ряду скважин контуров нефте-
носности может быть соблюдено при рав-
ных с обеих сторон контурах нефтеносно-
сти и контурах питания.
Если рассматриваемый ряд скважин не
был единственным, то контуры нефтеносно-
сти будут определяться положением рядов
скважин, находящихся около центрального
ряда, так как определение дебита послед-
него ряда должно быть произведено лишь
после затопления предшествующих рядов
скважин. Расчетная схема для случая двух-
стороннего напора при водонапорном режиме изображена на фиг. 36.
Коэфициент (р в этом случае, согласно [195], будет равен:
, (9. 5. 4)
Нонтур нефтеносности
Прибедвнньш контур патом^?. Рк
Фиг.36. Схема полосообразцой
залежи для расчета дебита по-
следнего рядаскважии при во-
донапорном режиме и двух-
стороннем питании.
га
- In
а
лгг
•+
а дебит ряда шириной 2о т. е дебит одной скважины, составит:
4аUh PK ^с
(9. 5. 5)
В этой формуле обозначения и размерности те же, что и в фор-
муле (9. 5. 3).
2. Вода-газонапорный режим
В этом случае, как и в предыдущих, до тех пор пока не останется
один ряд скважин, определение дебитов ведется, исходя из рассмотре-
ния одной залежи как двух самостоятельных, работающих при водо-
напорном и газонапорном режимах. Когда же останется один ряд
скважин или если и был намечен только один ряд, расчет дебитов
ведется следующим порядком. (Расчетная схема изображена на
фиг. 37).
1 В естественных условиях двухсторонний напор за счет газа с обеих сторон не
может иметь места.
138
Глава IX
В этом случае, согласно [134] и [195], получим следующее значение
коэфициента <р\
1 - — • ( 9 - 5 > 6 )
In
•-И
а дебит ряда скважин шириной 2а, т. е. дебит одной скважины, соста-
вит:
-Рс
контур
(9. 5. 7)
Газ
Контур нефтеносности
^Приведенный контур питания
со стороны газа \о'
Контор нефтеносности
г Приведенный контур питания
со стороны воды
Фиг. 37. Схема полосообразной
залежи для расчета дебита по-
следнего ряда скважин при газо-
водонапорном режиме.
Ун
Фиг. 38. Схема круговой залежи для
расчета дебита рядов скважин при водо-
напорном режиме.
В этих формулах LB и Lr — приведенные контуры питания соот-
ветственно со стороны воды и газа, см; ря и рГ — давления на приве-
денных контурах питания соответственно со стороны воды и газа, ат;
остальные обозначения и размерности остаются прежними.
II. Круговая залежь
/. Водонапорный режим
Расчетная схема для этого случая изображена на фиг. 38.
Сумму дебитов кольцевых рядов скважин, по предыдущему, опре-
деляем по дебиту кольцевой галлереи, расположенной на месте внеш-
него ряда скважин, умноженному на коэфициент <р. Следовательно,
-rl
Для простоты расчетов будем определять cpf исходя из работы не
всех рядов скважин, а только внешнего ряда. Это допущение даст
меньшую неточность в определении дебитов, чем в случае такого же
допущения для полосообразной залежи.
Дебит единственного кольцевого ряда скважин по [140] составит
2nkh n(pK-pc)
In
nrc
^
U
п
(9.5.8)
Приближенные методы определения дебитов скважин 139
где я—число скважин в ряду, т. е.
л = - ^ -. (9.5.9)
Отношение тг- представляет дробь, которая, будучи возведена
в и-ю степень, становится настолько малой величиной по сравнению
с (вМ г ч т ° е ю можно пренебречь.
Тогда
q = — . (9.0.10)
'•и ( In . - j_ n In —=£— )
\ ПГс * 1 У
Дебит галлереи радиусом /?х составит
Следовательно, по предыдущему:
ИЛИ
у = ^ (9.5.13)
€Г Жс
In
In
+ 1
Для облегчения определения значения <р построена диаграмма
(фиг. 39), которая по данным RQ— приведенного контура питания,
/?i — радиуса ряда скважин и в—половинного расстояния между
скважинами в ряду по окружности дает искомую величину <р.
На диаграмме значения Ro, Ri и а выражены в метрах. Радиус
скважины принят равным 0,1 м.
Суммарный дебит ряда скважин составит
,, (9.5.14)
где q— дебит всех скважин ряда, смг\сек\
к — проницаемость породы, дарси;
/г—мощность пласта, см;
рк—-давление на контуре питания, am;
рс— давление на забое скважин, am;
fin—вязкость нефти, сантипуаз;
Ro и /?! — радиусы контуров питания и ряда скважин;
<р — коэфициент, определяемый по формуле (9.5.12) или (9.5.13)
или же по диаграмме фиг. 39.
Полученный дебит ряда скважин является средним дебитом за
весь период перемещения контура нефтеносности до ряда скважин.
Когда контур нефтеносности подойдет к ряду скважин, он должен
быть выключен, а эксшюатация будет проводиться оставшимися
«
1500*
1000"
100*
600'
300-
200-i
л
•, ч' ., „ Л-,«-
- « к;
>.-
14
ч
j
хт:
юс JO —
3Sx
V Г\
,..... ^.
т
' 306
1
1
XZ XI
i i i
i Г
._ —L
1
JT' L
^_ T i
КГ J
v\\ ft !
\IM_ _.
^„CBIA"
' In Ira
' iLuili i
4 ' 11Л
J 7( ЖЙ^'
1
j 1
I 1
•
-•--4-4-4 - I
|
!
i
1
1
M
\ /
t W
I \ V
\ \ J
I \ «/
j Г^ "7.Т/!
i , 1 ...... „ .. ,
T , -J
4-. _ 1
J
/
/ ,
f
/
if.
/ /
f /
«
1
У
k:j
! i
i
—
J
/
f
/
/
r~
~J
f
/
J
у
/
I
A
r
1 j _
A
г /
\/
{
I
A
f
J-
у
I.
-\
VI
/
/
/
_
l
1
i
L£
/\
J
f
i
—
I
i
1
I
/
/
H
/
1
&
~i
i
/
-
t -
i
/
l/
v
l l l.l
/
r
ъ
/
/
r
j
.1 ^
.__
I-
J4
<
/
r
/
f
•
/
r
У
1/
u
с
6
/
1
_ _
—
*
N
-— ^
•r
У
У
r
1
-
.—
—.
z
±
T"
>
L
—J
f
}
с
г
Z
>
>
Г
/
/1
/
У
/1
—
—
1
;
Г
i
1 :
—j__ _..
/
1
-4
L
—
—X
•—+
z
/
\A
/
s
z
/
i
у
—I —
\
i
j
—
«Z
/
2. 1
A /
LL / _
6/ ^
L t
t-
ж
/
J i
7
Д_ j .. _
1
!'
1 __
i
r:".. .":t
yyjn
vdzd
oXT
i ni. D
•
J
t / T
t
1
. .. ь
йг О,7 ОЛ &5 0,6 Ц,?
Фиг. 39. Диаграмма для определения коэфщиента ц> в круговой залежи,
о.ь
И
и
Приближенные методы определения дебитов скважин
141
рядами скважин. Теперь следующий ряд скважин будет являться
внешним.
Перед тем как установить средний дебит для второго этапа эксплоа-
тации, необходимо для новых условий установить радиус приведенного
контура питания и коэфипиент т3-
Таким же образом устанавливаем последовательно для всех этапов
эксплоатации скважин соответствующие средние дебиты внешних рядов,
которые одновременно можно считать и средними дебитами для всей
залежи.
По мере перемещения контура и выключения рядов скважин
в конечном итоге останется одна центральная скважина. Для нее коэ-
фициент^ будет равен единице. Вся оставшаяся нефть должна быть
извлечена либо последним рядом
скважин, находящимся у тектониче-
ской или литологической границы
пласта, либо центральной скважи-
ной.
2. Газонапорный режим
Расчетная схема этого случая
представлена на фиг. 40.
Здесь пользоваться прежним
методом определения дебитов сква-
жин при помощи коэфициента <р не
рекомендуется, так как для данно-
го случая погрешность становится
значительной.
При газонапорном режиме кру-
говой залежи приходится учитывать
дебит не одного внешнего ряда, а
по крайней мере двух рядов.
Для случая работы двух рядов
скважин Б. Э. Казарновской были
выведены следующие формулы:
-Н> г—"
Фиг. 40. Схема круговой залежи для
расчета дебита рядов скважин при га-
зонапорном режиме.
2г>
I
И
0i In
•02
(9.5.15)
= 0. (9.5.16)
Решая эту систему уравнений, можно определить дебиты скважин
первого и второго рядов раздельно.
В формулах (9.5.15) и (9.5.16) приняты следующие обозначения:
qt —дебит одной скважины первого (внешнего) ряда;
д2—дебит одной скважины второго ряда;
пу — число скважин в первом ряду;
п2 — число скважин во втором ряду;
причем /?0—приведенный радиус питания со стороны газовой шапки;
/?i — радиус первого ряда;
/?2 — радиус второго ряда;
гс—радиус скважины.
142 Глава IX
Для случая работы только одного ряда скважин получим следую-
щий дебит одной скважины:
^ ( f t Cf t ) ( 9.5 Л 7 )
Обозначения в этой формуле приняты прежние.
3. Газо-водонапорный режим
До тех пор пока не останется один ряд скважин, определение деби-
тов ведется так, как если бы у нас вместо одной залежи были две само-
стоятельные, работающие одна при водонапорном режиме, другая — при
газонапорном. Когда же останется один ряд скважин или в случае, если
и был запроектирован едицственный ряд скважин на залежи, к которой
одновременно должны подойти газонефтяной и водонефтяной контакты,
дебит одной скважины этого ряда может быть определен по формуле,
выведенной Б. Э, Казарновской:
\ н /?j 7 R® 'Гс (9.5.18)
Эта формула справедлива при условии, что /?,,—/?б><г и при
достаточно большом п. Если п настолько велико, что можно пре-
небречь вторыми членами (вычитаемыми) в скобках, то
4 = ~£~ x
nrc
Для случая одного запроектированного ряда в начальный момент
рк = рг. При этом условии уравнение (9.5Л9) упрощается и принимает
следующий вид:
Обозначения в этих формулах:
рг— давление в газовой шапке;
п —число скважин в ряду;
— радиус ряда;
RT — радиус газонефтяного контакта;
/?н — радиус водонефтяного контакта;
/?к—радиус контура питания со стороны воды.
Остальные обозначения прежние.
III. Овальная залежь
В естественных условиях идеально круговой залежи встретить,
конечно, нельзя. Чаще всего замкнутый контур нефтеносности имеет вид
овала с тем или иным отношением осей.
Приближенные методы определения дебитов скважин
143
Проверочные подсчеты показали, что при отношении малой оси
овала к большой от 1 до 2: 3 овальную залежь можно рассчитывать по
схеме круговой залежи с площадью нефтеносности, эквивалентной пло-
щади нефтеносности овальной залежи, и с последующим размещением
рядов скважин параллельно истинному контуру нефтеносности. При
соотношении же осей овала меньше 2: 3 все расчеты следует вести
для овальной формы залежи.
/. Водонапорный режим
Расчетная схема такого рода залежи изображена на фиг. 41.
Контур овала, как известно, представляет комбинацию окружностей
двух различных радиусов, а площадь овала состоит из секторов боль-
шого и малого кругов. Большая часть площади овала приходится на
долю двух усеченных секторов круга большого радиуса. Эти секторы
в дальнейшем и будем принимать за основные.
Ис/пинньш нонгпур т/тат/я
ЕННЬШ контур питания
~Т~
контур нефтмлсм*
Фиг. 41. Схема размещения скважин в овальной залежи при
водонапорном режиме.
Поскольку овал представляет части кругов, постольку все приемы
по установлению рационального положения рядов скважин, их дебитов
и времени эксплоатации будут аналогичны встречающимся в случаях
круговой залежи.
При расстановке рядов скважин в больших секторах исходной
величиной (см. гл. VII) будет отношение радиуса ряда скважин RK, рас-
положенного по окружности, соединяющей центры малых секторов,
к радиусу контура нефтеносности /?нб- Положение окружностей, по кото-
рым располагаются ряды скважин в секторах малого круга, будет опре-
деляться радиусами, полученными в результате пересечения окружно-
144 Глава IX
стей, по которым располагаются ряды скважин на больших секторах,
с радиусом, разграничивающим большой и малый секторы. Одинако-
вые радиальные скорости перемещения контуров в большом и малом
секторах обеспечиваются определенным соотношением расстояний
между скважинами в рядах того и другого сектора. Вследствие этого
контур одновременно подойдет к скважинам, расположенным по окруж-
ности радиуса RK» Оставшаяся нефть, заключенная в сегментах круга
радиуса /?к извлекается скважинами, расположенными на большой оси
овала. Если стрелка сегмента больше полуторного расстояния между
рядами, то в сегменте следует расположить промежуточный ряд скважин
пс окружности, описанной из центра большого сектора.
При овальной форме залежи овальным принимается и контур пита-
ния, расположенный параллельно контуру нефтеносности.
Расчет приведенных контуров питания для того и другого сектора
производится по тем же формулам, которыми пользовались при опреде-
лении этих контуров при круговой залежи, т. е. по формулам (9. 4. 24)
или (9.4.25).
Вначале дебиты скважин определяются для одного большого сек-
тора, поскольку же оба сектора равновелики, удвоение полученного
дебита по одному сектору даст величину дебита двух больших секторов.
Коэфициент 9Ф определяется по формуле (9.5.12) или (9.5.13),
а дебит скважин — по формуле (9. 5. 14). Последняя формула отобра-
зит дебит кольцевого ряда скважин, а так как в секторе будет рабо-
тать только часть кольцевого ряда, то вместо 2ж следует подставить
соответствующую величину центрального угла 7'п.
Определение дебитов для последующих рядов большого сектора
производится порядком, принятым нами для круговой яплежи. Дебит
последнего ряда скважин, расположенного па оси овала, можно также
без большой погрешности определить как дебит части кольцевого ряда
с радиусом, равным расстоянию от центра большого сектора до центра
овала.
Если дебиты скважин большого сектора определялись, исходя из
заданного расстояния между скважинами в ряду, то для удовлетворе-
ния поставленного условия — одинаковой скорости перемещения конту-
ров в большом и малом секторах — в малом секторе дебиты скважин
должны быть заданными, а искомой величиной будет расстояние между
скважинами.
Действительно, полученный по расчету дебит скважин большого
сектора определяет время перемещения контура нефтеносности от
начального его положения до ряда скважин (см. гл. IX, § 6). За то же
время контур в малом секторе тоже должен переместиться от началь-
ного положения до ряда скважин.
Таким образом, время перемещения ко такта в больших и малых
секторах составит
где tpc и ^м —центральные углы большого и малого секторов;
RHS и /?нм—радиусы контура нефтеносности большого и малого
секторов;
Rio и /? 1м —радиусы рядов скважин больших и малых секторов;
т — коэфициент пористости;
Р—коэфициент использования пор;
h—мощность пласта.
Приближенные методы определения дебитов скважин 145
Подставляя в уравнение (9.5.21) значения дебитов рядов— qQ и
<7м по (9.5.14) и решая уравнение относительно ^м, окончательно
получим:
^
кОб
А 1б
где 9^6 и (?м — коэфициенты для большого и малого секторов;
/?об и /?ом — приведенные контуры питания для большого и малого
секторов.
В некоторых случаях, пользуясь этим методом, можно получить по
уравнению (9. 5. 22) значение 9?м 1; это будет означать, что при равном
количестве рядов скважин в большом и малом секторах в малом сек-
торе любое количество их не может обеспечить требуемую скорость
перемещения контакта. В таких случаях для того, чтобы время подхода
контакта к центральной скважине малого сектора было одинаковым
как со стороны малого, так и со стороны большого сектора, необходимо
в малом секторе увеличить число рядов скважин и подобрать такие
расстояния в них между скважинами, чтобы общий срок эксплоатации
малого и большого секторов был одинаковым.
По найденному значению <рм, пользуясь расчетной диаграммой
(фиг. 39), определяем о—половину расстояния между скважинами
в ряду.
Таким же путем, предварительно определяя приведенный контур
питания, находим дебит ряда, а также расстояния между скважинами
в последующие этапы эксплоатации залежи — при эксплоатации сле-
дующих рядов скважин. Наконец, останется часть одной центральной
скважины. В этом случае обычным путем определяем дебит и время
эксплсатации оставшегося сектора между последним рядом и централь-
ной скважиной, учитывая при этом, что работает на данный сектор
лишь часть центральной скважины, измеряемая углом ^м.
2. Газонапорный режим
При газонапорном режиме центральная часть овальной залежи
будет занята газом. Рассматривая овал как комбинацию кругов, можно
производить размещение рядов скважин, установление приведенного
контура питания, а также определение по большим секторам коэфи-
циента <р и дебита скважин теми же методами, которыми мы пользо-
вались при расчетах по определению этих величин для круговой залежи
с газонапорным режимом.
Равномерное перемещение контура нефтеносности по всем секторам
можно осуществить подбором соответствующего расстояния между
скважинами в рядах малого сектора.
3. Газо-водонапорный режим
При сочетании газонапорного и водонапорного режимов в конце
эксплоатации пласта контуры нефтеносности со стороны воды и газа
должны подойти к некоторому среднему ряду скважин одновременно.
До этого момента определение дебитов ведется так, как если бы вместо
одной залежи существовали две самостоятельные, работающие при
водонапорном и газонапорном режимах.
Определение дебита оставшегося единственного ряда скважин
большого сектора следует вести по разобранному (в п. 3) случаю водо-
146 Глава IX
газонапорного режима круговой залежи. Для того чтобы контуры
нефтеносности подошли в одно и то же время и к ряду скважин малого
сектора, следует соответствующим образом подобрать в нем расстояния
между скважинами.
Б. Постоянный предельный отбор жидкости
Как уже упоминалось, ограниченный отбор жидкости из скважин
может иметь место при эксплоатации пластов, представленных рыхлыми,
неустойчивыми породами. Кроме того некоторый критический градиент
давления у забоя может обусловливаться и приближением к скважине
воды или газа. В этих случаях опытным путем устанавливают тот мак-
симальный дебит скважин, при котором эксплоатацию скважин можно
проводить нормально. Очевидно, что дебит таких скважин будет не
искомой величиной, а заданной.
В условиях напорных режимов при отборе из скважины задан-
ного дебита в зависимости от положения скважины относительно кон-
тура питания и других зксшюатируемых скважин будем иметь какое-то
давление на забое скважины. Величина этого давления может быть выше
минимального забойного давления, требуемого техническими условиями
для подъема жидкости, но эта величина может быть и ниже минималь-
ного забойного давления, определяемого техническими условиями
подъема жидкости. Очевидно, в первом случае скважины, независимо
от их положения, будут иметь одинаковый заданный дебит, а во втором
случае дебит скважины будет определяться минимальным необходимым
для ее эксплоатации забойным давлением и будет зависеть от положе-
ния скважины относительно контура питания и других скважин.
У скважин, расположенных во внешних рядах, очевидно, забойные
давления будут выше, чем у скважин, расположенных во внутренних
рядах. При этом может оказаться, что некоторое количество внешних
рядов скважин будет эксплоатироваться на заданном предельном де-
бите, а скважины остальных, внутренних, рядов — на минимальном пре-
дельном забойном давлении.
Таким образом, задачами по определению дебита скважин подоб-
ного пласта будут являться установление числа рядов, а следовательно,
и скважин, работающих на заданном дебите, и определение дебита
остальных скважин, работающих на минимальном предельном забойном
давлении.
Так как основными формами залежей являются полосообразная
и круговая, то методы решения задачи дальше будут рассматриваться
только для этих форм залежей; что же касается овальной залежи, то
для нее можно использовать решения, полученные для круговой залежи.
Методы решения задачи для работы скважин при водонапорном
и газонапорном режимах идентичны. Если же ряд скважин работает
при водо-газонапорном режиме, то, поскольку в этом случае работает
один ряд, сопоставив величины этих дебитов, легко установить, будут ли
эксплоатироваться скважины при заданном отборе или при минимальном
забойном давлении.
Схема решения поставленной задачи сводится к следующему.
Рассматриваем ряды скважин как галлереи со средним забойным
давлением, несколько повышенным по сравнению с давлениями на
забоях отдельных скважин.
Вначале, сопоставляя дебиты скважин при заданном отборе с деби-
тами при минимальном забойном давлении, устанавливаем, может ли
работать на заданном дебите первый от контура питания внешний ряд
Приближенные методы определения дебитов скважин
147
скважин. При положительном ответе определяем, каким будет среднее
давление вдоль первого ряда скважин. Эту линию принимаем за контур
питания для второго ряда скважин. Считая забойные давления у сква-
жин минимальными, определяем среднее давление вдоль первого ряда
скважин и дебит скважин во втором ряду. Если эти дебиты окажутся
больше заданных, это будет означать, что и второй ряд будет работать
на заданном дебите. Таким же путем устанавливаем возможность полу-
чения заданных дебитов скважин третьего ряда и т. д., пока не устано-
вим, какой же ряд скважин будет работать не при заданном дебите,
а при минимальных давлениях на забое скважин. Дебит всех скважин
определяется как сумма дебитов всех скважин, работающих на задан-
ных дебитах, и дебита одного ряда скважин, работающего на предель-
ных забойных давлениях.
Прежде чем перейти к непосредственному определению дебитов,
следует, согласно указаниям § 4, установить приведенные контуры
питания.
I. Полосообразная залежь
Водонапорный и газонапорный режимы
Расчетная схема представлена на фиг. 42. Дебит первого ряда
скважин шириной 2а (или дебит одной скважины в ряду) при мини-
мальном забойном давлении согласно (9,5.3) равен
2akh(pK-Pcl)
<Ръ
(9.5.23)
где
I
1
«§•
!
,- Г I
t-
-I—v
1
1
f
<м
-дебит скважины при
минимальном забой-
ном д ав лени и, см3/сек;
а — половина расстоя-
ния между скважи-
нами, см;
к —проницаемость по-
роды, дарси;
Рн— вязкость нефти, сан-
типуаз;
Lx—расстояние до при-
веденного контура
питания, см;
h— мощность пласта, см;
рК— давление на приве-
денном контуре пи-
тания, am;
pd—минимальное давле-
ние на забое сква-
жин первого ряда,
am;
9>1--коэфициент для первого ряда, определяемый по форму-
ле (9.5.1) или диаграмме фиг. 28, 29 и 30.
Если окажется, что
I
Фиг. 42. Схема полосообразноп залежи для рас-
чета дебита рядов скважин в условиях ограни-
ченного отбора из них жидкости.
где ^пред—предельный заданный дебит скважины, смг\сещ
то ряд будет работать на минимальном забойном давлении, и дебит
ряда составит
148 Глава IX
Если же
то в этом случае первый ряд скважин будет работать на предельном
заданном дебите, и следовательно, нужно установить условия работы
во втором ряду.
Дебит второго ряда скважин той же ширины, принимая положе-
ние первого ряда с некоторым средним давлением ~рх вдоль ряда за
контур питания, получим
2akh(pl— рсЛ
где рс2 — минимальное давление на забое скважин второго ряда, am;
L2— расстояние между вторым и первым рядами, см;
<р2 — коэфициент второго ряда, определяемый по (9.5.1) или диа-
грамме фиг. 28.
Рассматривая участок Lx, получим:
?преД + q2 = K^Li ' , (9.5.25)
а подставляя значение #2 из (9.5.24),
2akh{px~pc2) 2akh(pK-pl)
(/пред i —т- " <Р2 •" г-; .
Решаем это уравнение относительно рг;
Pl ш La ~.2kon . (9.5.26)
Подставляя значение рг в (9.5.24), окончательно получим:
?а = — -р- • (9.5.27)
Если окажется, что
значит, первый ряд работает на предельном дебите, а остальные —
на предельном забойном давлении. При этом дебит всех рядов соста-
вит
2? = (?пред + ?2). (9.5.28)
Если же окажется, что
то в этом случае и второй ряд будет работать на предельном дебите.
Нужно установить условия работы третьего ряда.
Поступая аналогично предыдущему, найдем дебит третьего ряда
при минимальном забойном давлении р3> когда два первых ряда
работают на предельном дебите;
[ ]
2 k e h i (9.5.29)
Приближенные методы определения дебитов скважин
149
Вообще же дебит п-то ряда, работающего на минимальном за-
бойном давлении, когда все предыдущие работают на предельном
дебите, будет:
qn —:
2aU,[pK-Pcn--?^f(H-
—:
(Ln , X^ Л
При дп<Цпрел получаем дебит всех скважин:
(9.5.31)
В реальных условиях обычно на предельном дебите редко может
работать более двух—трех рядов скважин.
По мере эксшюатации пласта контур нефтеносности будет переме-
щаться и достигнет первого ряда скважин. Тогда этот ряд выключается,
и весь расчет следует повторить для определения средних дебитов во
втором этапе эксплоатации пласта; при этом второй ряд будет являться
первым, третий — вторым и т. д.
Наконец, останутся только те ряды, которые будут работать при
предельном дебите. Очевидно, что и на последующих этапах эксплоата-
ции скважины будут работать на предельном дебите. В этом случае
установление дебита уже не представит затруднений.
II. Круговая залежь
/. Водонапорный режим
Расчетная схема представле-
на на фиг. 43.
Согласно уравнению (9. 5. 14)
дебит первого кольцевого ряда
скважин будет равен
2nkh(pK-pc)
(plf (9-5.32)
где (pt—коэфициент для первого
ряда, определяемый по
формуле (9.5.12) или
(9.5.13) или же по диа-
грамме фиг. 34.
Рассуждаем таким же обра-
зом, как и в случае полосооб-
разной залежи.
При
cl№
Фиг. 43. Схема круговой залежи для рас-
чета дебита рядов скважин при водонапор-
ном режиме в условиях ограниченного от-
бора из них жидкости.
(где ^пред—предельный заданный дебит одной скважины) ряд будет
работать на предельном минимальном забойном давлении, и сум-
марный дебит всех скважин будет равен qx.
150 Глава IX
При
Ч\ <> ~ У пред
ряд будет работать на предельных заданных дебитах скважин.
Тогда дебит второго кольцевого ряда составит
(9.5.33)
где р2 —к оэ Фи Ци е н т Дл я второго ряда.
Но
2nkh{pK-Pl)
а подставляя значение qz из (9.5.33), получим
h . 2jrA-ft(Ji —ра )
откуда
In
Pi = ~—в . (9.5.34)
Подставляя значение рг в (9.5.33), окончательно получим:
(9.5.35)
Если окажется, что
то второй ряд будет работать на предельном минимальном забойном
давлении, и суммарный дебит всех скважин составит
2 ^ (9.5.36)
но, если
^ nR%
то и второй ряд будет работать на предельном заданном отборе.
Рассчитаем дебит третьего ряда:
(9.5.37)
Приближенные методы определения дебитов скважин
151
Среднее давление вдоль второго кольцевого ряда скважин нахо-
дим по приведенной выше схеме; оно составит
ln
VХ l n ~Rl + R*ln Ж
ln-4JU-
, (9.5.38)
а дебит третьего ряда
In
(9.5.39)
Вообще дебит п-го ряда, работающего на минимальном забой-
ном давлении, когда предыдущие работают на заданных дебитах,
составит
2nkh \p« — p{
СП
ln
n—l
П
. (9.5.40)
4-In
'Л—1
При qn>
дебит всех скважин залежи будет равен
(9.5.41)
При выходе из строя первого
ряда весь расчет, начиная с установ-
ления приведенного контура пита-
ния, повторяем для второго этапа
эксгоюатации, когда второй ряд уже
будет являться первым, третий —
вторым и т. д. Таким путем ведем
расчеты до тех пор, пока все остав-
шиеся ряды скважин не будут ра-
ботать на предельном дебите.
Определение дебитов залежи,
когда все скважины будут работать
на предельном дебите, затруднений
не представит.
2. Газонапорный режим
Расчетная схема для этого слу-
чая представлена на фиг. 44.
Пользуясь формулами (9. 5. 15)
и (9. 5. 16), определяем при пре-
б Й
ф и г * 4 4 - с*ема круговой залежи для
скважин первого и второго рядов ченного отбора из них жидкости.
152 Глава IX
раздельно. Сопоставляя эти дебиты с предельными, устанавливаем, при
каком режиме работают ряды скважин. Если дебиты скважин, полу-
ченные по формулам (9. 5. 15) и (9. 5. 16), больше предельных дебитов,
тогда, следовательно, они должны работать на предельных дебитах. Для
установления дебита последующих рядов скважин определяем, по
предыдущему, среднее давление вдоль ряда скважин и дебиты после-
дующих рядов.
III. Овальная залежь
Рассматривая овальную залежь как комбинацию частей круговых
залежей, можно производить определение дебитов по большому и ма-
лому секторам способами, примененными для круговых схем залежей.
Придерживаясь принципа одновременного подхода контуров к соот-
ветствующим рядам большого и малого секторов, определение расстоя-
ния между скважинами в малом секторе при заданных расстояниях
между ними в большом секторе (поскольку значительная доля дебита
залежи будет приходиться на скважины, эксплоатируемые на предель-
ных отборах) можно производить, исходя из работы только одного
ряда скважин как в том, так и в другом секторах, но работающих на
предельных дебитах.
L Водонапорный режим
Расчетная схема изображена на фиг. 41.
Исходя из предыдущего, можно написать, что
,1 ,
где /х —время перемещения контакта от начального его положения
до первого ряда скважин;
#16—дебит скважин в ряду большого сектора:
*°б
—дебит скважин в ряду малого сектора:
м
Подставляя значения #1б и #iM в (9.5.42) и решая это уравнение
относительно <тм, получим:
<7б.
Такой же прием следует применить для установления расстояний
между скважинами во втором и последующих рядах.
2, Газонапорный режим
При газонапорном режиме, повторяя те же выкладки, окончательно
получим:
"~~ " а6. (9.5.44)
Приближенные методы определения дебитов скважин 153
§ 6. ОПРЕДЕЛЕНИЕ БРЕМЕНИ ЭКСПЛОАТАЦИИ СКВАЖИН
Установление времени эксшюатации ряда скважин сводится к уста-
новлению времени перемещения контакта от его начального положения
до соответствующего ряда скважин.
При приближенном расчете времени продвижения контакта, как
и ранее, принимаем, что ряды скважин работают как галлереи с неко-
торым повышенным забойным давлением по сравнению с давлением на
забоях отдельных скважин.
При принятом допущении продвижение контакта будет происходить
поступательно.
Поскольку, вводя приведенный контур питания, мы определяли
дебит скважин как средний по времени, время продвижения контакта
от контура нефтеносности до первого ряда скважин определится как
частное от деления промышленных запасов нефти, заключенных между
контактом и первым рядом скважин, на средний суммарный дебит всех
рядов.
Расчеты даны для двух основных форм залежей, при помощи кото-
рых можно определить время эксплоатации и в овальной залежи.
1. Полосообразная залежь
/. Водонапорный и газонапорный режимы
Время эксплоатации первого ряда скважин:
2<JLH mftti
*i = v „ > (9.6.1)
где LH — расстояние от начального контура нефтеносности до первого
ряда скважин (см. фиг. 31 и 32), см;
2а—расстояние между скважинами, см\
Л—мощность пласта, см;
2^i—дебит всех рядов скважин шириной 2с, определяемый по
формулам (9.5.3) или (9.5.31), при первом этапе эксплоатации,
смв/сек;
ft — время эксплоатации первого ряда скважин, сек.
Время продвижения контакта от первого ряда до второго
равно
* 2 ^ »
7\ 4%
где /^ — расстояние между первым и вторым рядами, см;
2#2-~Дебит всех рядов скважин шириной 2а при втором этапе
эксплоатации, когда внешним рядом будет являться второй
ряд.
Установим продолжительность эксплоатации скважин второго
ряда:
Вообще же время продвижения контакта от л —1 до л-го ряда
составит
2aLnmfih
tn — , (9.6.3)
2
154 Глава IX
а продолжительность эксплоатации л-го ряда, если скважины всех
рядов приблизительно в одно время вступили в эксплоатацию,
составит
л
(9.6.4)
г -1
При напоре воды с обеих сторон определение времени эксплоата-
ции ведется тем же методом, что и при водонапорном режиме; при этом
единая залежь рассматривается как две самостоятельные. Когда же
останется один ряд скважин, к которому одновременно подойдут кон-
такты с обеих сторон, время ее эксплоатации определится в прежних
размерностях (см. фиг. 36):
/ , (9.6.5)
где #2в—-дебит ряда» определяемый по формуле (9.5.5).
2. Газо-водонапорный режим
В этом случае, как и в предыдущем, до тех пор пока не останется
один ряд скважин, залежь рассматривается как две самостоятельные,
работающие одна при водонапорном, а вторая при газонапорном
режимах.
Время эксплоатации последнего ряда (см. фиг. 37):
Чвг
где ^вг—дебит ряда, определяемый по формуле (9.5.7).
II, Круговая залежь
1. Водонапорный режим
В этом случае с учетом принятых допущений контакт, перемещаясь
к скважинам, будет оставаться окружностью.
Рассчитываем по предыдущему время перемещения контакта от
начального контура до первого ряда скважин (см. фиг. 38 и 43) и про-
должительность его эксплоатации:
t l = *<«••-*>«!* , ( 9.6.7 )
где qx—дебит всех скважин, определяемый по формуле (9.5.14) или
(9.5.41) при первом этапе эксплоатации.
Время перемещения контакта от первого до второго ряда:
/, = "СЧ- ДР"^ , (9.6.8)
где д2—дебит скважин при втором этапе эксплоатации пласта, когда
первый ряд вышел из строя и внешним является второй ряд.
Продолжительность эксплоатации скважин второго ряда:
•* 2 = 'l T'21
Вообще же время перемещения контакта от п — 1 до л-го ряда
составит
U - К п~1 а п) , (9.6.9)
Приближенные методы определения дебитов скважин 155
а продолжительность ее эксплоатации при приблизительно одновремен-
ном вступлении всех скважин в эксплоатацию равна
л
i- (9.6.10)
2. Газонапорный режим
При газонапорном режиме (см. фиг. 40 и 44) время перемещения
контакта от начального контура до первого ряда и продолжительность
его эксплоатации будет равно
где qx-~дебит первого ряда;
q2— дебит второго ряда, определяемый по формулам (9.5.15) и
(9.5.16).
Время же перемещения контакта от п — 1 до п-то ряда составит
а продолжительность его эксплоатации
п
(9.6.13)
3. Газо-водонапорный режим
В этом случае, как и при газо-водонапорном режиме в полосообраз-
ной залежи, до тех пор пока не останется один ряд скважин определе-
ние времени эксплоатации рядов скважин ведется самостоятельно для
рядов, работающих при водонапорном режиме, и для рядов, работаю-
щих при газонапорном режиме. Когда же останется один ряд скважин,
к которому одновременно должны подойти контакты как со стороны
воды, так и со стороны газа, время ее эксплоатации определяется из
следующего выражения:
tBV ж , (9.6.14)
'ВТ
где ^вГ—дебит последнего ряда, определяемый по формуле (9.5.17).
III. Овальная залежь
Овальная залежь рассматривается нами как комбинация круговых.
Поэтому время эксплоатации скважин следует проводить способами,
изложенными для схем круговых залежей.
ГЛАВА X
ВЛИЯНИЕ НА РАЗМЕЩЕНИЕ СКВАЖИН АСИММЕТРИЧНОСТИ
ЗАЛЕЖИ И НЕОДНОРОДНОСТИ ПЛАСТА
§ I. ВЛИЯНИЕ АСИММЕТРИЧНОСТИ ЗАЛЕЖИ
При эксшюатации нефтяных залежей мы должны стремиться
к тому, чтобы контакты нефть—вода и нефть—газ по всему пласту
перемещались с одинаковой по вертикали скоростью, т. е. чтобы кон-
туры нефтеносности перемещались от изогипсы к изогипсе. Это требо-
вание при симметричности залежи как в плоскости, так и в пространстве
выполняется при расположении рядов скважин параллельно контурам
нефтеносности. До сих пор, разбирая такого рода залежи, поставленное
требование полностью удовлетворялось.
В естественных условиях залежи обычно не вполне симметричны, —
часто наиболее возвышенная часть структуры, к которой нефть должна
стягиваться при водонапорном режиме или которая занята газовой шап-
кой при газонапорном режиме, находится не в центре залежи, как
предполагалось ранее, а где-то в стороне от него.
Например, при рассмотрении полосообразных залежей мы полагали,
что углы падения крыла или крыльев не меняются в направлении их про-
стирания, а потому ширина полосы оставалась неизменной. В естествен-
ных условиях углы падения залежи могут меняться по простиранию,
вследствие чего будет изменяться и ширина нефтеносной полосы.
В случае значительного отклонения формы залежи от идеальной
следует при размещении скважин вносить соответствующие коррективы.
Рассмотрим некоторые приемы, при помощи которых можно решить
вопрос о размещении скважин при водонапорном режиме в случае
отклонения формы залежи от идеальной. Все случаи отклонения рас-
смотреть, конечно, нельзя, но, пользуясь приводимыми методами, можно
будет решить этот вопрос и для других не разобранных здесь случаев.
I. Полосообразная залежь
Разберем случай, когда в полосообразной залежи крыло складки
в одном из направлений выполаживается, в результате чего ширина
нефтеносной полосы будет изменяться (фиг. 45).
В этом случае располагаем заданное число рядов скважин, как ука-
зано выше, но для нескольких линий, проведенных вкрест простирания
залежи, положим, для линий АА', BBf и С&. Ряды скважин пойдут,
Влияние на размещение скважин асимметричности залежи 157
/S/SJ
очевидно, под некоторым углом к основному, последнему, ряду. Далее
выбираем среднее, промежуточное между крайними, расположение
рядов (скажем, по линии BBf) и для этого положения по заданному
расстоянию между скважинами определяем дебит и время эксплоатации
скважин. Полученное время будем считать обязательным для всех
точек ряда скважин.
Для того чтобы нефть одновременно подошла по всей линии к пер-
вому ряду скважин, необходимо, чтобы этот ряд за одно и то же время
выбрал из пласта различные запасы нефти. Следовательно, мы должны
осуществить переменную вдоль линии
ряда скважин интенсивность отбора
нефти, что при заданных равных за-
бойных давлениях или при заданном
одинаковом отборе из каждой скважи-
ны достигается установлением различ-
ных расстояний между скважинами
вдоль ряда. Таким образом, задача
сводится к тому, чтобы по заданному
расстоянию между скважинами в сред-
ней части ряда и по установленному
времени их эксплоатации определить
расстояния между скважинами вдоль
всего ряда скважин.
В разбираемом случае достаточно
ограничиться установлением расстоя-
ний между скважинами в крайних
точках, т. е. по линиям АА' и СС'У а вдоль остальной части ряда, учи-
тывая заданные расстояния по линии ВВ', следует равномерно изме-
нять расстояния между скважинами.
Эту задачу можно решить следующим образом.
По линиям АА' и СС/ надо определить по (9. 4. 11) приведенные
контуры питания. Затем по найденному для средней части полосы по
линии В В' времени эксплоатации скважин нужно определить по (9. 6. 1)
для крайних линий АА' и СС дебиты рядов скважин, а по (9. 5. 3) —
коэфициент <р и, наконец, по коэфициенту <р9 пользуясь (9. 5. 1) или
фиг. 33, следует установить расстояния между скважинами.
Средние и суммарные дебиты скважин определятся из времени
эксплоатации, запасов нефти и числа скважин.
Таким же образом следует поступать при рассмотрении второго
этапа эксплоатации, когда первый ряд перейдет уже на воду и внешним
будет второй ряд скважин и т. д.
f/SSSSSSSSr SS /SS / S j
Ряды скдаЖин
Фиг. 45. Схема размещения скважин
в асимметричной полосообразной за-
лежи.
II. Круговая залежь
Рассмотрим теперь случай, когда в круговой залежи наиболее воз-
вышенная точка смещена относительно центра залежи.
Для того чтобы нефть была окончательно выбрана через скважины,
расположенные в наиболее возвышенной части структуры, контуры
нефтеносности в разных точках должны перемещаться с разными ско-
ростями: по линии, соединяющей вершину с наиболее отдаленной точ-
кой контура, скорости должны быть наибольшими, по линии, соединяю-
щей вершину с ближайшей точкой контура, — наименьшими, а в осталь-
ных точках контура — промежуточными.
Принимая в этом случае все ряды скважин круговыми, определим
их местоположение и расстояния между скважинами в них так, чтобы
158
Глава X
поставленное требование — стягивание контура к возвышенной части
структуры — было выполнено.
Прежде всего определяем соотношения радиусов рядов и радиуса
контура нефтеносности, попрежнему исходя из заданного количества
рядов и начального радиуса контура нефтеносности—/?н (фиг. 46).
Центральную скважину располагаем в наиболее возвышенной
точке месторождения. Положим, что эта точка находится на расстоянии
о от центра залежи. Ближайший к центральной скважине ряд сква-
жин располагаем по окружности, описанной из центра центральной
скважины радиусом %/?„ , где #i —коэфициент, установленный для
первого ряда (см. фиг. 18);
Остальные ряды скважин располагаем по окружностям радиусов:
Rt = [at + ах (1 - at)] RH = Д#„,
где at — отношение радиуса кольцевого ряда скважин к радиусу кон-
тура нефтеносности при симметричной залежи, определяе-
мое по фиг. 18;
— то же отношение, но при асимметричной круговой залежи.
Центры окружностей рядов
скважин располагаются на линии,
соединяющей центр залежи с цен-
тральной скважиной, на расстояниях
от центра залежи Xi = Q (I — at)
(см. фиг. 46).
Расставив таким образом ряды
скважин, мы должны затем обеспе-
чить одновременный подход контура
нефтеносности ко всем точкам внеш-
него ряда скважин. Как и ранее, это
требование осуществляем соответ-
ствующим подбором расстояний ме-
жду скважинами в ряду.
Задаемся расстоянием между
скважинами в какой-либо точке ря-
да, положим, в наиболее отдаленной
от центральной скважины точке,
в данном случае в точке В\ Для
этой точки по уравнению (9. 4. 25)
определяем приведенный контур питания. При этом за радиус истин-
ного контура питания принимаем заданный радиус только з случае
непосредственной близости контура питания к залежи, что может иметь
место при наличии законтурного флюдинга, к заданной величине
радиуса контура питания прибавляем значение х — расстояние от
центра залежи до центра ряда. Радиус контура нефтеносности прини-
маем /?H + #I и за радиус галлереи — радиус ряда, т. е А^н.
Затем, пользуясь формулой (9.5.13), определяем по принятому
расстоянию между скважинами коэфициент д> и по формуле (9. 5. 14) —
дебит кольцевого ряда скважин. Наконец, по формуле (9.6. 1) вычис-
ляем время эксплоатации ряда; при этом запасы нефти следует исчис-
лять, исходя из ширины кольца, равной отрезку В'В.
Установив время эксплоатации скважин в точке В\ мы должны
подобрать расстояния между скважинами в других точках ряда, ска-
жем, в точках А', С и т. д. с таким расчетом, чтобы время их эксплоа-
тации равнялось времени эксплоатации скважины в точке В'. Для этого
определяем вначале для точки А* приведенный контур питания, считая.
Фиг. 46. Схема размещения скважин в
асимметричной круговой залежи.
Влияние на размещение скважин асимметричности залежи 159
как и ранее, радиус истинного контура питания за заданный радиус
контура питания или уменьшенный на величину Х\, радиус контура неф-
теносности RH—Xj и за радиус ряда А^н-.
Затем для данного случая находим значение q>.
2k(pK-pc)t
где ROA — приведенный контур питания для точки А';
рк —давление на контуре питания;
рс —давление на забое скважин;
t — время эксплоатации скважины в точке В'\
<РА — коэфициент для точки А'.
По найденному значению <рд, пользуясь фиг. 39, определяем расстоя-
ние между скважинами в точке А'.
Таким же путем можно определить расстояния и в других точках
ряда. Для упрощения определения этих расстояний можно воспользо-
ваться следующим соотношением:
ВВ' —
где аАу ав, ас—половина расстояний между скважинами соответ-
ственно в точках А', В' и С.
Расставив скважины вдоль ряда, определяем их количество, а по
найденному времени эксплоатации скважин и по промышленному запасу
нефти, который заключен между начальным контуром нефтеносности и
рядом, вычисляем средние и суммарные дебиты скважин.
Таким же образом производим определение расстояний между
скважинами во втором ряду, когда наступит следующий этап эксплоа-
тации скважин, при котором второй ряд будет являться внешним,
а начальный контур нефтеносности расположится вдоль первого ряда
скважин.
В некоторых случаях в направлении О А' расстояния между
рядами скважин могут оказаться весьма небольшими; тогда при раз-
мещении скважин на площади можно слить некоторые ряды, не умень-
шая при этом установленного количества скважин.
III. Овальная залежь
Рассмотрим случай, когда одно крыло складки пологое, а другое
крутое. В этом случае нефть должна быть стянута к линии, которая
параллельно смещена относительно большой оси овала. Такая залежь
может быть представлена в виде половинок двух неодинаковых овалов,
имеющих общую большую ось (фиг. 47).
Направление общей оси берем по оси складки, а радиусы кругов,
составляющих овалы, подбираем в соответствии с конфигурацией
залежи.
Наибольшие запасы нефти будут сосредоточены в большей поло-
винке овала; эту половинку при расчетах и будем принимать за
основную.
Прежде всего, задавшись количеством рядов скважин в большом
секторе, определяем, как и в случае обычной овальной залежи, их распо-
ложение. Затем устанавливаем приведенные контуры питания, а по за-
данному расстоянию между скважинами — дебиты скважин и время их
эксплоатации.
160
Глава X
В малых секторах большой половинки, как и ранее, располагаем
кольцевые ряды скважин в виде продолжения рядов большого сектора.
Расстояниями между скважинами в этих рядах не задаемся, а опреде-
ляем из расчета одновременного подхода воды к ряду скважин как
в большом, так и в малом секторах.
Для того чтобы нефть подошла к осевому ряду скважин как со
стороны пологого крыла, так и со стороны крутого, одновременно бли-
жайший к осевому ряду скважин в малой половинке располагаем
симметрично соответствующему ряду в большой половинке. К этим
рядам скважин вода долж-
на подойти тоже одновре-
менно с того и другого кры-
ла. Поскольку время подхо-
да контура к этому ряду со
стороны пологого крыла, на
котором задано количество
рядов и расстояний между
скважинами, определилось,
последнее требование можно
выполнить, осуществляя со-
ответствующий подбор коли-
чества рядов и расстояний
между скважинами в них на
крутом крыле. Количество
рядов в малой половинке
овала можно установить,
исходя из соотношения ма-
лых полуосей двух овалов
и количества рядов скважин
в большой половинке, т. е.
ов
Фиг. 47. Схема размещения скважин в асиммет-
ричной овальной залежи.
где. л м ~ количество рядов
в малой половинке
овала;
Лб — количество рядов
в большой почо-
винке овала.
Берем ближайшее целое
число рядов.
Вычисленное количество
рядов располагаем, как и в
обычном случае, пользуясь
фиг. 18. Положение рядов скважин определится из соотношения
радиуса ближайшего к оси ряда скважин и радиуса концентрично
расположенного контура нефтеносности. Ближайший ряд скважин,
как уже отмечалось, должен быть полностью симметричен проти-
воположному ряду. Поэтому, если радиус его при концентричном
расположении с контуром нефтеносности будет отличаться от радиуса
противоположного ряда, располагаем его, в отличие от других, по
окружности радиуса, равного радиусу противоположного ряда сква-
жин.
Расстояния между скважинами в рядах определяем по времени экс-
ллоатации того или иного ряда скважин, продолжительность же их экс-
Влияние на размещение скважин асимметричности залежи 161
тшоатации устанавливаем, исходя из времени эксплоатации всех рядов
скважин в большой половинке овалов и числа рядов скважин в малой
лоловинке залежи, т. е.
При концентричном относительно контура нефтеносности располо-
жении рядов расстояния между скважинами в рядах будут одинако-
выми.
Если же ряд будет эксцентричен относительно предыдущего, что
может оказаться с последним рядом, то в этом случае по заданному
времени эксплоатации ряда следует установить расстояния между сква-
жинами в средней и крайней точках ряда отдельно. Расстояния между
скважинами, в промежуточных точках устанавливаем, как и в случае
асимметричной круговой залежи, обратно пропорционально ширине
кольца между рядами скважин.
Положение рядов в малом секторе малой половинки и расстояния
между скважинами в них определяем так же, как и в обычном случае
{см. гл. IX, § 5) для боковых секторов овальной залежи.
§ 2. ВЛИЯНИЕ НА РАЗМЕЩЕНИЕ СКВАЖИН
ИЗМЕНЕНИЯ ПО ПЛАСТУ ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ПОРОД
До сих пор мы рассматривали случаи, когда пласт обладает одина-
ковыми по всей площади физическими свойствами пород. В этих случаях
равномерное размещение скважин в ряду, расположенном концентрично
контуру нефтеносности, обеспечивает одновременный подход контакта
ко всему ряду скважин. В реальных же условиях коллекторские свойства
пород обычно меняются как по мощности пласта, так и по его прости-
ранию.
Неоднородность физических свойств пород по мощности пласта,
естественно, будет оказывать влияние на равномерность перемещения
контакта, но как-либо скорректировать перемещение контакта в этом
случае путем той или иной расстановки скважин не представляется
возможным; поэтому в, дальнейшем мы будем рассматривать влияние на
размещение, скважин изменчивости по площади пласта средних по мощ-
ности коллекторских свойств пород.
В некоторых случаях эти изменения незначительны и не могут ока-
зывать заметного слияния на размещение скважин, но в ряде случаев
действительное распределение по площади физических свойств пород
требует внесения в размещение скважин, произведенное для идеального
пласта, некоторых коррективов.
При проектировании размещения скважин обычно приходится поль-
зоваться данными о физических свойствах коллекторов, полученными
в результате бурения и эксплоатации разведочных скважин. Эти дан-
ные, как правило, могут характеризовать с Достаточной для целей
проектирования точностью средние по всей площади значения парамет-
ров пласта, и на основе «х можно установить систему размещения
скважин для средних условий залежи.
Установленный на основе этих данных, а также гидродинамических
расчетов и экономической оценки различных вариантов размещения
скважин оптимальный вариант размещения будет предусматривать
кёкое-то количество рядов и какое-то расстояние между скважинами
в ряду.
Для того чтобы при не однородных по площади породах контакт
яодошел ко всему ряду одновременно, необходимо установленное для
162
Глава X
средних условий расстояние между скважинами в ряду изменять в соот-
ветствии с изменением коллекторских свойств пород.
Подойти к разрешению этого вопроса можно следующим образом.
При проектировании размещения скважин гидродинамические рас-
четы дают время перемещения контакта для различных рядов скважин
и при различном расстоянии между ними. На основании этих данных
можно построить зависимость изменения времени перемещения контакта
для какого-нибудь ряда от расстояния между скважинами (фиг. 48). При
построении этой зависимости следует взять данные из варианта разме-
щения, наиболее близкого по числу рядов к окончательно выбранному.
Согласно (9. 5. 3) и
(9. 6. 1), а также (9. 5. 14) и
(9. 6. 7) время перемещения
контакта при заданном рас-
положении скважин пропор-
ционально отношению
tcym
fdOO
1200
two
WOO
SQO
200
—
f
*>*
2C0
№
800
к
где т — пористость пород;
1QQTZ6 к— проницаемость по-
Фиг. 48, Зависимость времени перемещения во- о кпжЬ
донефтяного контакта от расстояний между сква- " коэфициент ИСПОЛЬ-
жинами в ряду. зования пор по-
род.
Построенная по данным гидродинамических расчетов зависимость
Т == / (2а) будет справедлива для принятого среднего по всему пла-
сту значения (-J-) (фиг. 48).
Установленная для средних условий по пласту величина (—\
\ К /ср
в отдельных частях неоднородного пласта будет иметь другое значение,
следовательно, в этих частях пласта скорость перемещения контакта
будет иною — отличней от средней. Для того чтобы в подобных усло-
виях время перемещения контакта во всех частях пласта было одина-
ковым, необходимо в соответствии с изменениями по площади значений
-г- изменять и расстояния между скважинами.
Пользуясь построенной кривой (см. фиг. 48), можно построить
зависимость изменения расстояний между скважинами от величины
значения *—- при заданном времени перемещения контакта Ти со'от-
m8 \
ветствующему принятому среднему значению ~ ) и принятому
расстоянию между скважинами 2ог. При построении этой зависимости
значения -~, соответствующие любому значению 2а,
дующим образом:
2(7 = /(Г)
при
' = 11 [—-)
находятся еле-
'ср
к
На фиг. 49 эта зависимость построена в соответствии с данными
фиг. 48.
Влияние на размещение скважин асимметричности залежи 163
Для того чтобы использовать полученную зависимость, необходимо
знать распределение по площади значении параметра -А т. е. необ-
ходимо построить карту равных по залежи значений —.
Данные, полученные на основе только разведочных скважин, далеко
не всегда могут характеризовать изменение по площади физических
свойств коллекторов; поэтому для более детальной характеристики пла-
ста понадобятся характеристики пород и по другим точкам площади,
т. е. нужны будут данные не только по разведочным скважинам, но и
по некоторым эксплоата-
ционным.
Разбуривание залежи
должно итти (см. гл. III)
от внешних рядов к внут-
ренним, причем для од-
новременного стягивания
контуров желательно раз-
буривать очередной ряд
одновременно во всех
точках. Но при большом
числе скважин в ряду та-
кое разбуривание осуще-
ствить затруднительно; в
этом случае рекомендует-
ся охватить бурением весь
ряд, закладывая скважи-
ны через несколько скважино-точек, а впоследствии ряд доуплот-
нить. Такой порядок разбуривания рекомендуется и при разно-
родной характеристике пласта. В этом случае первые, редко раз-
буренные скважины должны дать дополнительный материал о харак-
теристике пласта по всей площади залежи. На основе данных разве-
дочных и этих эксплоатационных скважин следует построить карту рав-
тр
к
0.12
0.10
0.08
0.06
ОМ
0.02
О*
•>-.
tea
=:
as
Мм»
2S
600 800 WOO /200
Фиг. 49. Зависимость расстояний между скважи-
нами в ряду от величины коэфициента
ных значении
—
R
Имея построенную зависимость ~- от расстояний между скважи-
нами (фиг. 49) и распределение по площади или по ряду скважин
значений £• , легко установить для каждого интервала между уже
пробуренными первыми скважинами надлежащую степень уплотнения
последующими скважинами. В местах, где значение ^г будет больше
среднего значения ( ^-^ > скважины должны быть расположены на
меньших расстояниях друг от друга по сравнению с установленными
ранее 2 (/ь а в тех местах, где ~~ будет меньше среднего, скважины:
должны быть расположены на больших расстояниях. При этом время
перемещения контакта от ряда к ряду будет одинаковым и равным
Т\ по всей полосе, ограниченной рассматриваемыми рядами скважин.
В некоторых случаях (при особенно резкой неоднородности про-
дуктивных пород) может оказаться, что одним только изменением рас-
стояний между скважинами невозможно обеспечить одновременный под-
ход контура ко всему ряду скважин. В таких случаях необходимо будет
соответствующим образом регулировать отбор жидкости из отдельных
скважин при их эксплоатации.
ГЛАВА XI
ВЛИЯНИЕ НЕСОВЕРШЕНСТВА СКВАЖИН НА ИХ ДЕБИТ
§ I. ТИПЫ НЕСОВЕРШЕННЫХ СКВАЖИН
Понятия «совершенная» скважина и «несовершенная» скважина
впервые появились в области гидрогеологии в применении к водяным
колодцам. За последние годы эти понятия прочно вошли также в терми-
нологию подземной нефтяной гидравлики и встречаются повсеместно
в специальной литературе.
Для того чтобы называться гидродинамически совершенной, сква-
жина должна обладать одновременно двумя качествами:
1) она должна быть пробурена по всей мощности эксплоатацион-
кого пласта; такую скважину проф. В. Н. Щелкачев называет с ов е р-
ше нно й по с т е п е н и в с к р ыт и я;
2) она должна быть не обсаженной трубами в пределах эксшгоата-
ционного пласта, и следовательно, стенка скважины должна быть рав-
номерно проницаемой для жидкости; такую скважину В. Н. Щелкачев
называет с о в е р ше н н о й по х а р а к т е р у в с к р ыт и я.
При нарушении этих условий скважина становится несовершенной
либо по степени, либо по характеру вскрытия, либо по тому и другому
признаку вместе.
Следуя этому определению, почти все нефтяные скважины, за ред-
кими исключениями, следует отнести к несовершенным скважинам.
В практике разбуривания нефтяных месторождений приходится
встречаться со скважинами несовершенными по степени вскрытия глав-
ным образом в тех случаях, когда вскрывается пласт с подошвенной
водой или когда подошвенная вода находится недалеко от забоя сква-
жины. Целью неполного вскрытия мощности пласта является продление
срока безводной эксшюатации скважины.
В начальный период появления подошвенной воды в призабойной
зоне скважины, вскрывшей пласт только частично, вода продвигается
по пласту, находясь уже под самой скважиной, но не прорываясь еще
в нее. Некоторое время такое течение оказывается возможным благо-
даря большей плотности воды по сравнению с нефтью. При этом вода
образует под скважиной поднятие, высота которого растет по мере про-
движения по пласту я з ык а о б в о д не ни я, тянущегося к данной
скважине, и вследствие связанного с этим общего повышения водонеф-
тяного контакта.
Как показал М. Маскет [157], высота этого поднятия зависит также
от депрессии, повышаясь вместе с последней. Для данных общего поло-
Влияние несовершенства скважин на их дебит 165
жения контактной поверхности и величины степени вскрытия пласта
всегда существует такая критическая депрессия, при которой происходят
прорыв поднятия в скважину и образование к о ну с а о б в о д н е н и я.
Начиная с этого момента, в продукции скважины появляется вместе
с нефтью и подошвенная вода. Чем меньше степень вскрытия пласта,
тем позже наступает момент прорыва конуса обводнения, но в то же
время тем меньше дебит нефти скважины до прорыва и дебит всей
жидкости после него.
Время прорыва конуса обводнения зависит от соотношения прони-
цаемости пласта по мощности и вдоль напластования. Чем меньше это
отношение, т. е. чем менее проницаем пласт по мощности по сравнению
с его продольной проницаемостью, тем больше требуется времени, пока
высота конуса обводнения не установится в соответствии с общей отмет-
ксй контакта. При отношении величин проницаемости, близких к еди-
нице, время прорыва мало, и выгода от частичного вскрытия мощности
теряется вследствие потерь в дебите скважин, возникающих по той же
причине.
В подавляющем большинстве скважины, разбуривающие нефтяные
месторождения, являются несовершенными по характеру вскрытия.
Крепление ствола скважины в призабойной части, необходимое при
вскрытии пласта, сложенного несцементированной породой, произво-
дится с помощью специального оборудования низа эксплоатационной
колонны — фильтрами и стрейнерами. С гидродинамической точки зре-
ния это оборудование, вне зависимости от его конструктивного выпол-
нения, достигшего в настоящее время самых разнообразных видов
(см. И. М. Муравьев и А. П. Крылов [411), приводит к уменьшению
живой площади сечения фильтрации и неравномерному ее распределе-
нию по стенке скважины и по этой причине снижает дебит скважины
в зависимости от вида и размеров произведенной перфорации.
Таким образом, несовершенство скважины любого типа приводит
к уменьшению ее дебита по сравнению со скважиной совершенной.
Назовем к о э ф и ц и е и т и м »> с .. р ы г и и ,ч о щ и о с т и
п л а с т а <9/ отношение дебита несовершенной по степени вскрытия
скважины Qf к дебиту совершенной скважины Qr:
6, = %-. (И. 1.1)
Далее к о э ф и ц и е н т о м п е р ф о р а ц и и др назовем отно-
шение дебита несовершенной по степени и характеру вскрытия
скважины QfP к дебиту несовершенной скважины той же степени
вскрытия Qf.
Q
(11.1.2)
Наконец, условимся называть к о э ф и ц и е н т о м н е с о в е р -
ш е н с т в а с к в а ж и н ы dtp отношение дебита несовершенной
по степени и характеру вскрытия скважины QfP к дебиту совершен-
ной скважины Qr-
л, — fp MI 1 Ъ
Ofp -Q . ^ 1 1 . 1 .О/
Тогда из (11.1.1), (11.1.2) и (11.1.3) имеем
= dfdp. (11.1.4)
166 Глава XI
В частном случае, при полном вскрытии пласта, но произведенном
с перфорацией стенки скважины, коэфициент вскрытия равен еди-
нице, и мы получаем:
QfP = Qp и dfp = dp. (11.1.5)
Зная коэфициент несовершенства, можно определить дебит несо-
вершенной скважины по дебиту совершенной скважины:
. (11.1.6)
§ 2. РАСЧЕТ ДЕБИТА НЕСОВЕРШЕННОЙ ПО СТЕПЕНИ
ВСКРЫТИЯ СКВАЖИНЫ
Можно установить следующие три разновидности несовершенных
по степени вскрытия скважин, а именно:
1) скважина прошла продуктивный пласт полностью и обсажена
эксплоатационной колонной, но перфорирована (притом очень часто)
только частично (фиг. 50,а);
2) скважина прошла продуктивный пласт только частично и снаб-
жена фильтром (также весьма проницаемым); башмак колонны закрыт
глухой пробкой, и донного притока нет (фиг. 50,6);
JSjt-ill^/Afc.W*/
а б в
Фиг. 50. Типовые схемы несовершенства скважин.
3) скважина прошла продуктивный пласт только частично, но ввиду
устойчивости пород она не обсажена, и следовательно, донный приток
будет иметь место (фиг. 50, в).
Последний вид скважин менее распространен; в СССР он встре-
чается в районах Второго Баку.
Первые два Еида весьма близки в отношении дебитов при всех глу-
бинах вскрытия пласта, третий же вследствие донного притока отли-
чается большим дебитом, в особенности при малых степенях вскрытия
и большом отношении диаметра скважины к мощности пласта.
Ниже даются уравнения и графики дебитов и коэфициентов вскры-
тия для скважин первых двух видов — без донного притока и для сква-
жин третьего вида — с донным притоком. Эти формулы получены
в предположении изотропности пласта.
1. Дебит скважины этого вида вычисляется по следующему урав-
нению:
и In —
Гс
Так как дебит совершенной скважины определяется выражением,
стоящим перед квадратными скобками, то в скобках согласно (11.1.1)
стоит значение коэфициента вскрытия:
оо
(11.2.2)
Влияние несовершенства скважин на их дебит 167
В этой формуле обозначено:
ио(лпдс)= 10(япдк)Ко(ппо!с)—10(жпдс)Ко(лпдк), (11. 2. 3)
где /0 и Ко — функции Бесселя от мнимого аргумента I и II рода,
нулевого порядка,
в —F?
г — радиус произвольного цилиндра вокруг оси скважины.
В частности
В частном случае
Uo {ntiQc) = /0 (лпдк) Ко (япдс) — /0 (жпдс) Ко (TMQK). ( 11.2.4)
Коэфициенты Сп определяются из системы уравнений
00
/. СпОтп — "*"*• Rm'j /П— 1, 2, J, . . . , ( 11. 2. Э)
«—I
где
( iyn+п ^ jv/i (__i)m+« _ cos ж
т 2 (т + п)
+
2 (т — п)
#„ Г 1 —• cos п {т-\-п) Ем 1 — cos п (т — п) ef 1
с1 п -гг Ul {лпвс)1 atH + f) + ПйГ-я) J
R
Rm (I — cos птв{).
Здесь обозначено:
Ut (7mQc)=It (лпдс) К0(лпдк)+10 (жпд
8f = 1 — h f
где h — отношение вскрытой мощности ко всей мощности пласта.
При практических расчетах по формуле (П. 2.1) удовлетворяются
конечным числом i членов ряда. Для этого ограничивают бесконечную
систему уравнений (11.2.5) до конечной, i-ro ранга и определяют из
нее £ коэфициентов С„.
На фиг. 51 отображены результаты расчетов по формуле (11. 2. 2)
для коэфициента вскрытия, полученных при условии QK—b0Qgc. В этих
расчетах ранг систем i = 10.
2. Не с о в е р ше н н а я с к в а жи н а с донным пр ит о ко м
Дебит скважины такого вида дается тем же уравнением (11.2. 1),
а коэфициент вскрытия — уравнением (11.2.2). Отличие от предыду-
щего случая состоит лишь в том, что коэфициенты Сп определяются из
системы уравнений вида (11. 2. 5):
оо
СпТтП = — Мт; /Л=1, 2, 3, ..., (11.2.6)
168
где
Глава XI
{("If
(-1)
m
(1 — eft cos
m
sin
J 2
n
_ l ) m -" — COS я( Ш — П)
m — л
sin
ятЫ f Sin TltnSf — Д/П£/ COS
0,9
0,8
0,7
0,6
0,5
Ofi
OJ ,0,2 0,3 0,1* 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1tQh
Фиг. 51. Зависимость коэфициента
вскрытия скважины от степени вскры-
тия пласта (без донного притока).
0,1
o,t
о
f
' /
/
r—
A
/
pk*5O0f
^\
0ft Q? OJ O,k 0,5 Ofi Op 0,8 Of9 1,0 h
Фиг. 52. Зависимость коэфициента
вскрытия скважины от степени вскры-
тия пласта (с донным притоком).
Результаты расчетов для этого случая при тех же условиях
— 500 рс и 1= 10 даны на фиг. 52.
Дебит совершенной скважины с донным притоком можно рассчи-
тать также по формуле, выведенной М. Маскетом [154]:
v
JL
2/Г
JL [ 2 1 n _ l _ ^ l n Г (0,875/Q.r (0,125/Q^ _ | д ,4
2Л [ ^к Г (1—0,875 Л)*Г (1—0,125 Л) Q
и соответственно для коэфициента вскрытия:
(11.2.7)
В этих формулах Г (х)
1П 4 — ^ in
h
1
Г (0,875 Л) Г (0,125/г)
Г (1—0,87570 Г (1-0,125"Л)
гамма-функция.
.(П.2.8)
Влияние несовершенства скважин на их дебит 169
§ 3. РАСЧЕТ ДЕБИТА НЕСОВЕРШЕННОЙ ПО ХАРАКТЕРУ
ВСКРЫТИЯ СКВАЖИНЫ
Дебит скважины, совершенной по степени вскрытия, но оборудо-
ванной перфорированной колонной (фильтром или стрейнером), опре-
деляется формулой:
Слагаемое с в знаменателе (11.3.1) представляет собою функцию
от размеров перфорации, числа рядов и характера их расположения
на поверхности обсадной колонны и диаметра последней.
По М. Маскету эта функция определяется для круглой перфорации
следующим образом:
оо т—1 со д
гс
тс = 2 У Кп (2ттдп) + 2 ]j 2d К° ( 4 д л ^ s i n "Т") х
г=1 п—\
X cos " "1 - f - I n—- —^? In 2 sin —^-, (11.3.2)
где /л — число рядов перфорации,
" отношение радиуса перфорации гп к расстоянию между
отверстиями в одном ряду (считается, что о «const);
отношение радиуса скважины к расстоянию между от-
верстиями в одном ряду;
0i — угол между вертикальными плоскостями, проходящими
через две какие-либо линии перфорации; одна из этих
плоскостей считается неподвижной и берется за начало
отсчета.
Для щелевого стрейнера значение с дается следующей фор-
мулой:
оо т—1 оо
тс =*2 V Ко [2лпдп) ~-? f-2 V V Ко (4ттдс sin -к-)х
п - 1 1—1 п=»1
т—1
* In 2 sin ~ , (11.3. 3)
2
г—1
где
Я
г
^ _ ' П
Здесь Я—половина высоты щели,
гп— половина ширины щели,
а—расстояние между центрами соседних щелей по одной
образующей.
Как показал В. И. Щуров, расчет по этим формулам чрезвычайно
труден вследствие плохой сходимости рядов, входящих в них. Сходи-
мость ухудшается при подсчетах для малого числа дыр на единицу
170
Глава XI
длины фильтра или для узких щелей и дыр малого диаметра (порядка
6—10 мм). В некоторых случаях для получения удовлетворительных
результатов необходимо брать более 150 членов ряда.
Путем подсчетов по точкам и некоторых упрощающих приемов,
позволивших достаточно точно вычислить плохо сходящиеся ряды подоб-
ного типа В. И. Щуров нашел эмпирические формулы для значений с.
Эти формулы имеют следующий вид:
а) Для круглой перфорации
172,7 П,32 —
/» _ ^
1,07-lg
j/A-j
n(O,0OG6 d4 » 5 -f- l.OSS)
(11.3.4)
где d — диаметр перфораций, см;
n — число перфораций на 1 пог. м;
kz — проницаемость пласта поперек напластования;
кг — проницаемость пласта вдоль напластования.
В этой формуле учтена анизотропность пласта. Для изотропного
/ /L
пласта kz = kr, поэтому \g I/ -y- = 0 и формула (11.3. 4) упро-
щается.
Формула дает достаточно точные результаты на очень широком
диапазоне значений п, примерно от /2 = 3 до га— 150.
Представление о точности этой эмпирической формулы можно
получить из следующей таблицы:
Таблица 2
К
16
81
1
d
1,27
1,27
0,635
п
13,12
3,28
6,3
Точные
значения с
12,45
82,25
24,44
с по эмпири-
ческой формуле
12,23
81,3
24,1
б) Для щелевого фильтра с определяется следующей эмпири-
ческой формулой:
(io
r°'ft8
so) (JL)1'3
л(1,086+0,0О4
(11.3.5)
где /—ширина щели, мм;
I — высота щели, мм;
п — число щелей на 1 пог. м трубы.
Формула справедлива для изотропного пласта и дает примерно
ту же точность, что и предыдущая. Наилучшие результаты получаются
при высоте щелей 50 -:~ 70 мм и ширине щели от 0,25 до 2,0 мм, т. е. при
диапазоне размеров щелей, наиболее распространенном и принятом
в практике.
§ 4. ДЕБИТ СЕТКИ НЕСОВЕРШЕННЫХ СКВАЖИН
Прямое решение задачи о дебите сетки несовершенных скважин
представляет чрезвычайно большие трудности. Некоторые из случаев
такого пространственного течения были рассмотрены Б. И. Сегал[128].
Влияние несовершенства скважин на их дебит 171
Методы приближенного решения этих задач, разработанные
проф. И. А. Чарным [138], основываются на идее, высказанной им же.
Сущность ее состоит в следующем.
Теория плоского течения жидкости в пласте показывает, что при
любом размещении скважин, если расстояния между ними во много раз
больше радиуса скважин, эквипотенциальные линии до некоторого отда-
ления от стенок скважин мало отличаются от окружностей. Это озна-
чает, что в призабойной зоне течение с большой точностью можно рас-
сматривать как радиальное. С другой стороны, изучение осесимметрич-
ного пространственного потока к одной несовершенной скважине выяви-
ло, что любое поле эквипотенциальных поверхностей на расстоянии
от стенки скважины, равном мощности пласта, практически переходит
в поле плоского течения.
В силу этих обстоятельств можно выделить цилиндрическую область
вокруг каждой скважины с радиусом порядка одной мощности и счи-
тать приближенно, что внутри ее течение пространственное и осесиммет-
ричное, а в остальной части пласта — плоское. При этом потенциал
скорости на внешней границе цилиндрической области неизвестен и дол-
жен быть определен в ходе решения задачи.
Приведенные соображения остаются справедливыми также для сов-
местного течения двух жидкостей в пласте.
Преимущество изложенного приема заключается в том, что он поз-
воляет воспользоваться решениями для плоского потока и обойти труд-
ности исследования задачи о пространственном течении сведением ее
к комбинированной задаче о плоском течении к сетке скважин и об
осесимметричном притоке к одной несовершенной скважине.
ГЛАВА XII
ВЛИЯНИЕ УПРУГИХ СВОЙСТВ ФЛЮИДОВ
И ПОРОДЫ НА РЕЖИМ ЭКСПЛОАТАЦИИ
НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
§ 1. ИНТЕГРИРОВАНИЕ УРАВНЕНИЙ ДВИЖЕНИЯ СЖИМАЕМОЙ
ЖИДКОСТИ В ПОРИСТОЙ СРЕДЕ ДЛЯ СКВАЖИНЫ
В НЕОГРАНИЧЕННОМ ПЛАСТЕ
Как известно [132, 142, 119, 154], распределение давления р или
удельного веса у при фильтрации капельной сжимаемой жидкости
в пористой среде удовлетворяет уравнению теплопроводности
(12.1.1)
где
и=* - ^ -. (12.1.2)
Здесь и — по терминологии проф. В. Н. Щелкачева так называе-
мый коэфициент пьезопроводности;
к—проницаемость среды, дарси;
К — модуль объемного сжатия жидкости (атмосферы),
учитывающий совместный эффект сжимаемости жид-
кости, присутствия газа и упругого расширения поро-
вого пространства;
т — пористость среды (%), которая, вообще говоря,
зависит от давления, но в (12. 1. 1) и (12. 1. 2) может
быть принята постоянной;
pi — абсолютный коэфициент вязкости жидкости, санти-
пуаз.
Связь между К и Кж — модулем сжимаемости чистой жидкости —
выражается согласно В. Н. Щелкачеву формулой
/С = К * » (12.1.3)
где Кс —модуль упругости порового пространства.
Величину К следует рассматривать как одну из физических кон-
стант пласта, подлежащую определению для каждого изучаемого место-
рождения.
Влияние упругих свойств флюидов и породы
173
Ниже приводится решение задачи о распределении давления для
случая распределенных вдоль окружности стоков с переменным (во вре-
мени) дебитом, т. е. для скважины конечных размеров в неограничен-
ном пласте. Предположение о неограниченности пласта приемлемо
вследствие обычно большой удаленности естественных контуров пита-
ния.
Одно из частных решений (12. 1. 1), соответствующее точечному
источнику, может быть дано в следующем виде [153]:
G
га
— е
(12.1.8)
Фиг. 53 Скважина радиуса а в неогра-
ниченном пласте.
0.9
0.8
0,7
0,6
0.5
ОА
аз
0,2
'о
\
\
ч
—
-1,0
2.0
3.0
W
Фиг, 55, График вспомогательной
функции ipQ для расчета пластового
давления при упругом режиме.
Фиг. 54. График вспомогательной
функции y>i для расчета пластового
давления при упругом режиме.
где G — весовое количество жидкости, мгновенно инжектированной
в пласт;
h — мощность пласта;
г — расстояние от источника;
/ — время.
Пользуясь принципом суперпозиции для стока с весовым де-
битом G (/), равномерно распределенного вдоль окружности ра-
диусом а, т. е. для скважины радиусом а (фиг. 53), Маскет [154], по
аналогии с решением Карслоу [153] соответствующей тепловой за-
дачи, получает следующую формулу:
i
4nnuh
/.
Г G (г)
J t —
ar
174 Глава XII
где yt — начальный уд. вес жидкости в пласте;
/0 — Бесселева функция первого рода нулевого порядка от
мнимого аргумента.
Как уже указывалось, М. Маскетом даны расчетные формулы
только для случая а = 0 (точечный источник) и G (/)== const. При
а ф 0 и G (/) ф const преобразование формулы (12. 1. 4) к удобному
для расчетов виду было выполнено И. А. Чарным.
Не останавливаясь на дальнейших промежуточных вычислениях
приведем окончательные приближенные расчетные формулы для
G (/), представленной в виде линейной функции времени
G {t) = GQ + GJ. (12Л.5)
Ч^ -1-6)
где графики f0 (£, 1) и yt (£, 1) показаны на фиг. 54 и 55.
Уо (f, «) Ei (-£) + ct (а) - /0; (12. 1. 7)
00
j
Ei {—£) = j-£l. du; (12. 1. 8)
£г: ( —£) — интегральный экспоненциал, значения которого при-
ведены во многих таблицах специальных функций
(например, Янке и Эмде, Шпильрейн [139]). Значения
с0 (а) и /0 при малых а и £ очень малы и вполне могут
быть отброшены. Вообще же их величины определя-
ются из следующих выражений:
Л Л I*
..; (12.1.10)
= 0,6935; (12. 1. 11)
f!20 -
[5040-(17 + 7^ +42г5 + 210^Н840Р +2520^2 Ч-
+ 50401 + 5040) е"1]. (12. 1. 12)
Отрицательный дебит G (t) соответствует нагнетанию жидкости
в скважину.
Изменение давления находится без затруднений, если известно рас-
пределение удельного веса у.
Влияние упругих свойств флюидов и породы 175
Погрешность формулы (12.1.7) для щ (£, а) удовлетворяет
неравенству
ш /i f i - g - g- « ) g
а 2 2.4*. . . 102 112 L 1 - а
' "5Г
1201+ 120) ё~6] - %• [5040 —
(12, 1. 13)
(р а\ — р-* [ 1 4- — £\ 4-£FJ ( $\-!-£/* (п\
241+24) е'^ • а
+ 120I8 + 360a2 + 7201 + 720) <?"*]> (12. 1. 14)
- 4»
Погрешность формулы (12. 1. 14) для щ (I, а) удовлетворяет
неравенству
1 ^ fc о В! ( 1 [ i _g -a-«) i t i ^.g-a+qM-j
J l < b t t - 2«.4«. .. 102 ( 2 ~ L T = ^ I T ^ J "^
1 ) - ^ [2 — (I2 + 2£+2) e S ^
241 + 24) e~*]—^ [7201 —
+ 7201 + 720e-*]} . (12Л. 16}
^ I, a), (12.1.17)
где
= SlLA^>. (12.1.18)
Здесь Q(/, f, «) —та же функция, что и в (12.1.6), но имеющая
размерность объемного дебита. В дальнейшем через Q мы будем
обозначать объемный дебит.
Таким образом, если известен дебит скважины радиуса а в функ-
ции времени, то изменение давления в пласте может быть найдено по
выведенным выше формулам.
Под «скважиной» можно подразумевать любую окружность, для
которой известен протекающий сквозь нее дебит жидкости. Напри-
мер, в Вудбайне при анализе упругого режима под «скважиной» подра-
зумевалась окружность радиусом 20 миль (радиус контура нефтеносно-
сти). Согласно (12. 1. 9) для небольших значений t это может соответ-
ствовать сравнительно большим значениям £. Заметим, что для реаль-
ных скважин радиусом 10—15 см в непосредственной близости к сква-
жине | через несколько секунд станет очень малым.
176
Глава XII
Пусть, например, радиус скважины а = 10 см, к=\ дарси, К
— 2000 кг/см2 (в 10 раз меньше модуля упругости чистой воды),
ji=\ сантипуаз, т =0,2. Тогда
н
= 1 0 4 CM
4-104.*
При г порядка нескольких десятков сантиметров через несколько
секунд £ станет очень малым.
Для малых £(<С1) выражение (12.1.7) можно упростить. Согласно
формулам для у>0, чрг при очень малом значении I
Рат
ми
165
№
155
150
1—
ij
\
\
._ _
*.—
,
\
1
\
\
\
\
V
ч
—
\
\
\
S
\
\
\
1,
\
! ,'
!
~ ~\
У
а
,—
\
\
N
s
ч
ч
—
*~ Г
—
1
1,78107,;
In
1,781072
а)
; (12.1.19)
1. (12.1.20)
Если в интервалах
то
0
2
8 10 12 Г
выражается разными функциями
Go-i(0, Gi~2(0» G^-s^).»., то из-
менение во времени уд. веса у
или давления р может быть най-
дено при помощи принципа су-
перпозиции следующим образом:
при 0<t<t1
G(f, ft a) = G0_,(/, ft a); (12.1.21)
при t1<t<t2
G (/, ft a) = Go-i (/, ft a) -
i, a) +
'i, ft a); (12. 1.22)
при t%<t<t3
G(/, I, a)~G0-i(/, ft a) —
Go_i (/ —
f a ) —
«) +
(12.1.23)
Фиг. 56. График изменения давления в
пласте в зависимости от времени.
Кривая а соответствует дебиту
Q <:t < 6 мес; Q = * — — м$1сутки;
б
6 < t < 12 мес.; Q == 25 000 M^Jсутки;
кривая б соответствует дебиту
Q =» 25 000 мЧсутки =- const.
И Т. Д.
Для иллюстрации на фиг. 56 показаны кривые изменения пласто-
вого давления в течение одного года на границе раздела между
водой и нефтью при следующих данных:
а = 5000 м, г «=5000 м, Л = 25 м, k = l дарси, ^ = 1 сантипуаз (зода),
К = 4000 кг/ш2, Р Г = 170 am, m = 0,2.
При этом все нефтяное месторождение рассматривается как
гигантская скважина радиусом а — 5000 м.
Кривая а фиг. 56 соответствует следующему закону изменения
дебита: 25 000*
0 </<6 < мес, Q8 »—— м*/сутки;
б мес. </< 12 мес. Q = 25000 м*1 сутки = const.
Влияние упругих свойств флюидов и породы 177
Кривая б фиг. 56 соответствует постоянному дебиту с самого
начала эксплоатации Q =25000 лР/сутки = const.
Как видно из кривых фиг. 56, падение пластового давления вслед-
ствие упругого расширения воды довольно заметное — около 14 ат
в одном случае и около 16 ат в другом !.
Если естественный контур питания отдален, то для поддержания
пластового давления может оказаться необходимым нагнетание воды
в пласт (см. гл. V).
§ 2. МЕТОД ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОЙ СМЕНЫ СТАЦИОНАРНЫХ СОСТОЯНИЙ
И ЕГО СРАВНЕНИЕ С ОДНИМ ИЗ ТОЧНЫХ РЕШЕНИЙ
При исследовании ряда задач, связанных с неустановившимися
процессами, часто хорошие результаты дает один из приближенных
методов — так называемый метод последовательной смены стационар-
ных состояний. Сущность его заключается в том, что распределение
искомой величины в пространстве рассматривается как установившееся,
но с подвижными, перемещающимися границами, закон движения кото-
рых определяется краевыми условиями. Иногда это перемещение
является фиктивным, но, приняв распределение установившимся в каж-
дый момент времени и зная движение границ, можно получить прибли-
женное решение задачи.
Этот метод с успехом применяется ко многим задачам теории теп-
лоты, гидромеханики и фильтрации.
Пусть из пласта, где жидкость первоначально находилась в по-
кое при давлении р и уд. весе у/, начинает вытекать в дренажную
галлерею жидкость с весовым дебитом G (/) через единицу площади
поперечного сечения пласта. Требуется найти, как будут изменяться
давление (p)x-o = Ai и УД- в е с (У)ХШО = УО ПРИ входе в галлерею, т. е.
при х~0 (фиг. 57).
Будем приближенно считать (в этом и заключается сущность
метода), что в каждый момент времени распределение давления таково,
как если бы в этот момент времени режим был установившийся, т. е.
удовлетворяющий условию V2y = 0, v2/? =0. При таком допущении
мы будем иметь для у и р линейную функцию координаты х на некото-
рой длине /, где х = / означает границу, на которую распространялась
депрессия в пласте. При x = l P = Pi- Границу эту мы должны считать
перемещающейся, чтобы не нарушить граничное условие при х = 0.
Таким образом, мы можем написать, что
У;7Г" х; р = ро+-Е^-х. (12.2.1)
Средний уд. вес на длине 0 — /
+ У 9
Пусть х =: L > / представляет собою границу, до которой депрес-
сия еще не дошла (см. фиг. 57). Выделим в пласте цилиндр длиною
L с поперечным сечением 1 и найдем вес W находящейся в нем жид-
кости, для чего, согласно В. Н. Щелкачеву, сначала учтем измене-
ние пористости от давления
— ^ ° t (12.2.3)
1 Все вычисления производились научным сотрудником Института механики АН
СССР М. М. Семчиновой.
178
Глава XII
где mot т — значения пористости при давлениях р0 и р, Кс—модуль
упругости порового пространства.
Таким образом,
Pi-Po . _ _ Pi-Po ^2,2.4)
откуда средняя пористость на длине
mcp =
Таким образом.
Далее
Pi— Ро
— p Q
(12.2.5)
(12.2.6)
.7)
Фиг. 57. Схема распро-
странения зоны депрес-
сии при прямолинейном
-X фильтрационном потоке
в случае упругого режя-
ма(метод последователь-
ной смены стационарных
состояний).
откуда
Уо+Уг
1
2
К
ж
(12.2.
Пренебрегая малыми величинами второго порядка
(
1 Mi \
(12.2.9)
Далее весовой расход G(/) связан с W соотношением
9 9
2.2.
откуда скорость фильтрации при х =
Влияние упругих свойств флюидов и породы 179
С другой стороны, согласно закону Дарси можно написать:
-~~V^. (12.2.12)
Из (12.2.11) и (12.2.12) могут быть найдены две неизвестные
функции р9 и /, если известна v (0, и, наоборот, v{t) и /, если изве-
стно /?в.
Пусть известна функция v(t). Тогда из (12.2.11) и (12.2.12)
^ ( О
Подставляя (12.2.13) в (12.2. 11), получим:
•о- 4-Gt
4
О2-2-
Уравнение (12.2.14) легко интегрируется:
IT ^ ( j ^ + i r 1 - ) * 2 ^ ) ^ fv(t)dt +const. (12.2.15)
Так как при / = 0, / = 0, то const=0 и
(12.2.16)
о
где
о
Здесь V(/) — объем жидкости, вытекший в галлерею за время /
через единицу площади доенажа.
Из (12.2.16) и (12.2.12)
/2к 1 V(t) f 2k ~КЖ y
1/ ^ ( l j. "Ч U( 0 1/ ^ ' *- о. * '
(12.2. 18)
Теперь предположим, что известно давление р0 в функции вре-
мени. Тогда, сравнивая правые части формул (12.2.11) и (12.2.12),
получим
ИЛИ
^J__LJ^L"\ dt Pi~P° dt 2 dt
180 Глава XII
или
IK \ =W+bz = 4x' (12.2.19)
€ + m
j
где
= ~3tin
Интегрируя (12.2.19), получим, полагая /=0 при / = 0
„ J I 1 A-.*.J A4 I /Л - J
__f —2 In (р^— pa)
(12.2.21)
6
Сравним формулу (12.2.22) с точным решением для случая, когда
при х =0 начинает заданным образом изменяться давление р0— ра(0-
Если при / = 0 p***Pi — const, то точное решение имеет вид
Р — Pi = "7=~ /
При р0 (t) «s const (12.2.23) обращается в следующую формулу:
00
/
00
е
X
2Vxi
=( л- A) [i - «У ( TJ%) J ; (и-2-24)
— символ интеграла вероятностей (функция Крампа).
Из (12.2.24) получим:
к др ~ 2( р0 —)
ft (Pi ~ P o )/| 9 9 9 -
(12. Z. ZD)
При x=sO
JL llll^ » = 0,565 -*- -?*=£!_ . (,2.2.26)
Влияние упругих свойств флюидов и породы
181
Из приближенной формулы (12.2.22) при Pi—pQ = const
к Pi Рв 1 « е Jk_ J
(12.2.27)
Расхождение между формулами (12. 2. 26) и (12. 2. 27) составляет
около 11%, причем, как это и должно быть, метод последовательной
смены стационарных состояний дает преуменьшенное значение скоро-
сти фильтрации.
Если р0 (/) ф const, то расхождение должно увеличиться. Напри-
мер, при р\ ~-р0 (0 = bt — линейной функции времени — расхождение
увеличивается до 23%. Правда, в пользу приближенного метода помимо
его простоты говорит еще то об-
стоятельство, что усредненные гидро-
геологические константы пластов —
пористость, проницаемость, мощность
и т. д- — определяются с вероятной ошиб-
ко® П0 Ря Дк а 15—20%, а иногда и выше.
Таким образом, зная, в какую сторону
клонится погрешность, в ряде практиче-
ских задач пользование приближенным
методом последовательной смены стацио-
нарных состояний может оказаться впол-
не целесообразным.
Фиг. 59. Схема распространения зоны
депрессии при радиальном фильтра-
ционном потоке в случае упругого
режима (метод последовательной
смены стационарных состояний).
Фиг. 58. Схема залежи полосообразной
формы.
Аналогичным образом можно рассчитывать продвижение депрессии
для контуров круговой и овальной форм. Вычисления в этих случаях
сложнее вышеприведенного.
Для круговой формы (фиг. 59) оказывается.
где
(12.2.28)
(12.2.29)
, когда
^—радиус скважины,
е2 — радиус круга депрессии.
— Ei(2lnu)—2,02, когда 40>и>1,1;
21пц
21nu
j _ In (10 In и) , когда «>40;
ы2 J
182 Глава XII
—£- d* — интегральный экспоненциал, для которого
— 00
составлены таблицы, опубликованные в ряде справочников.
Представляет интерес выяснить, какая часть р промышленного
запаса нефтяного месторождения будет добыта за счет объемного рас-
ширения воды. После вычислений оказывается:
— для полосообразной нефтяной залежи
"ТГ'ГГ""' (12.2.30)
где 1в-~~ ширина водяной части пласта;
/и — ширина нефтяной части пласта (фиг. 58);
здесь Ар — разность между давлением воды на контуре питания и
средним пластовым давлением в нефтяной части пласта;
— для пласта круговой формы [133]:
Залежь овальной формы рассматривается как эллипс с полу-
осями ах, bt; контур питания в каждый момент предполагается конфо-
кальным эллипсом с полуосями a2i b2. Результаты вычислений [133]
показывают, что овальную залежь можно приближенно рассчитывать
как круговую следующим образом:
вместо Qt следует подставить Ql = ai"T * ;
т
0
где ко = Уа1—Ь\— фокусное расстояние.
§ 3. РАСЧЕТНЫЕ СХЕМЫ РАЗРАБОТКИ И ЭКСПЛОАТАЦИИ
НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПРИ УПРУГОВОДОНАПОРНОМ РЕЖИМЕ
Рациональное проектирование разработки и эксплоатации нового
нефтяного месторождения должно исходить в первую очередь из тех
или иных вариантов темпов отбора нефти. При упругом водонапорном
режиме это будет соответствовать заранее заданным объемным расхо-
дам вытесняющей воды, замещающей отобранную нефть. Отсюда по
формулам § 1 или § 2 можно определить изменение пластового давле-
ния на первоначальном контуре нефтеносности, затем из условия
отбора выявить стягивание контура и в зависимости от этого рассчи-
тать забойные давления. Таким образом, при такой расчетной схеме
ряды следует расставлять, исходя из правил размещения для депрес-
сии, заданной в функции времени.
Если исходить из заранее заданных предельных забойных давлений
в нефтяных скважинах и искать уменьшение дебита от снижения пла-
стового давления на первоначальном контуре нефтеносности, то расчет
очень усложняется, и аналитическое выражение для оптимальной рас-
становки наталкивается на затруднения, указанные ранее. Рационально
сохранить схему расстановки рядов для депрессии, заданной в функции
Влияние упругих свойств флюидов и породы 183
времени, и для установленной таким образом сетки скважин искать
дебиты. Их можно определять аналитическим путем, рассматривая ряды
как галлереи, с соответствующей поправкой. Но проще всего вести
расчет дебитов следующим образом.
Разбиваем весь период эксплоатации на интервалы времени,
з течение которых давление на первоначальном контуре нефтеносности,
рассматриваемом как контур питания, считаем неизменным. В первом
интерзале времени полагаем давление равным первоначальному пласто-
вому до вскрытия пласта. Затем для этого интервала времени вычи-
сляем дебиты и количество извлеченной нефти. Определив эти вели-
чины, можем учесть упругость краевой воды и по формулам § 1 или
§ 2 настоящей главы определить падение пластового давления на кон-
туре питания. Новое пластовое давление в конце первого интервала
будет меньше истинного, так как при нашем предположении расчетные
дебиты получались больше истинных.
Повторяем затем расчет дебитов для этого же (первого) интер-
вала, полагая давление на контуре питания равным не первоначаль-
ному, а только что найденному. При этом мы получим заведомо пре-
уменьшенные величины дебитов и отборов нефти. Таким образом уста-
навливаются пределы, между которыми будут находиться истинные
дебиты и отборы. Повторяя этот расчет для остальных интервалов,
можно построить по две предельные кривые для дебитов и пластовых
давлений, между которыми будут находиться истинные значения этих
величин.
ГЛАВА ХШ
НАГНЕТАНИЕ ВЫТЕСНЯЮЩЕГО АГЕНТА В ПЛАСТ
§ !. НАГНЕТАНИЕ ВОДЫ В ЗАКОНТУРНУЮ ЗОНУ ПЛАСТА
В некоторых случаях для поддержания пластового давления при
водонапорных режимах применяется нагнетание воды в скважины, рас-
положенные за контуром нефтеносности.
Предположим, для общности, что известно расположение нефтяных
эксшюатационных скважин внутри контура нефтеносности LKH и инжек-
ционных скважин в водяном кольце, ограниченном контуром питания
па
4
у —ф——<р—
Ркн
Рем *~2би~* Нефть
Фиг. 60, Цепочки скважин в нефтяной и во-
дяной частях пласта.
В связи с процессом нагнетания воды могут быть поставлены сле-
дующие задачи.
1. Заданы: краевой напор pKt на контуре LKH, забойные напоры
в нефтяных скважинах рСн и их дебиты QH, которые желаем получить
при помощи флюдинга. Разумеется, эти дебиты должны быть больше
получаемых в естественных условиях без флюдинга. Требуется опреде-
лить дебиты водяных инжекционных скважин QB при заданных в них
забойных напорах рсв-
2. При наличии тех же условий заданы дебиты водяных скважин.
Требуется определить забойные напоры в них рса-
3. Заданы дебиты нефтяных скважин QH и водяных скважин QB.
Требуется определить забойные напоры рСн и /w
4. Заданы забойные напоры рСн и рс в. Требуется определить полу-
чающиеся при этом дебиты QH и QB.
Напомним, что положительными дебитами в наших формулах счи-
таются дебиты скважин-стоков (эксплоатационных) и отрицатель-
ными — скважин-источников (нагнетательных).
Нагнетание вытесняющего агента в пласт 185
Во всех этих задачах необходимо предварительно определить про-
межуточный напор ркн, что выполняется при помощи формул гл. VIII
которые составляются отдельно для нефтяной и водяной зон, и уравне-
ния неразрывности течения.
В некоторых случаях расчеты могут быть упрощены. Иногда (наи-
более тяжелый расчетный случай) контур питания LKB настолько уда-
лен, что его влияние можно не учитывать и считать, что вся извлекаемая
нефть замещается таким же количеством нагнетаемой воды.
Рассмотрим два частных случая.
1. Имеется з а л е ж ь к р у г о в о й формы, окруженная водой.
В водяной части пласта расположены п инжекционных скважин
с дебитами Ц\ Требуется определить забойные напоры /?Св на их кон-
турах, если известен суммарный дебит отбираемой нефти.
п
t —1
В этом случае контур нефтеносности можно приближенно рассматри-
вать как эквипотенциальную линию и заменить все нефтяные скважины
одним центральным стоком с дебитом QH. Тогда приближенно забойный
напор /"-й скважины будет определяться следующей формулой, получае-
мой суперпозицией напоров от отдельных скважин:
п
i—1
] ==; 1, Zt . . ., 72,
где рпя — первоначальный пластовый напор до вскрытия пласта;
Рс»— напор в водяных скважинах;
Rj — расстояние /-Й водяной скважины до центра нефтяной за-
лежи;
/^ — расстояние между i-й и /*й инжекционными скважинами;
Где — радиус /-й инжекционной скважины.
2. .
Будем рассматривать неограниченный пласт с прямолинейной гра-
ницей раздела (фиг. 60). Пусть в нефтяной и водяной частях располо-
жено по одной бесконечной цепочке скважин.
Обозначим через р напор на границе раздела — контура неф-
теносности. Тогда согласно (8. 0. 2) можно написать для дебита каж-
дой водяной или нефтяной скважины:
; (13.1.2)
в In
2якН
н In
"в
р
Яш
• + in2sh ——
кн —" Рнс
- + In2sft —
-=<?,»; (13.1.3)
(13.1.4)
При расчетах эти уравнения принимаются за исходные.
186 Глава XIII
§ 2. НАГНЕТАНИЕ ГАЗА В ГАЗОВУЮ ШАПКУ
В случаях, когда нефть граничит с газовой шапкой, в которой
желательно поддерживать заданное давление, применяют закачку газа
или воздуха в пласт. Вследствие незначительной абсолютной вязкости
такого вытесняющего агента давление в газовой части пласта можно
считать разномерно распределенным.
Могут встретиться случаи, когда газ закачивают в количестве,
обеспечивающем постоянное давление в газовой шапке, и когда закачку
газа производят в меньшем количестве, отчего давление в газовой
шапке падает.
Расчет первого случая затруднений не вызывает. Необходимое
количество газа определяется из формулы (7.4. 19). Во втором случае
вследствие сложности аналитического решения, что видно хотя бы из
выражений (3.2.16) и (3.2.22) для приведенного контура питания,
целесообразнее всего вести расчет по интервалам.
Разбиваем перемещение границы раздела газ—нефть с начального
положения до первого ряда скважин на несколько интервалов. Предпо-
ложим, что в первом интервале закачка не производилась. Из условия
постоянства массы газа в газовой шапке находим по увеличению ее
объема давление к концу первого интервала, и расчет времени продви-
жения ведем по среднему из найденных давлений в начале и в конце
интервала. Если закачка не производится, то это найденное время
будет очень близко к истинному, если интервалы достаточно малы.
В случае же закачки газа найденное время будет больше истинного,
так как в действительности давление в этом случае будет больше. По
вычисленному времени находим закачанное количество газа и повто-
ряем весь расчет для первого интервала, рассчитывая теперь начальное
давление газа в предположении, что масса газа теперь равна началь-
ной, сложенной с массой закачанного газа. Так как теперь давление
будет заведомо больше истинного» то повторный расчет даст значение
времени прохождения этого интервала, безусловно, меньше истинного.
Таким образом, истинное время прохождения первого интервала
будет лежать в найденных пределах.
Повторяя этот расчет для дальнейших интервалов, можно опреде-
лить границы, между которыми будет находиться действительное время
от начала движения до прорыва газа к первому ряду.
Г Л А В А XIV
ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ
ОСРЕДНЕННЫХ ЗНАЧЕНИЙ НЕКОТОРЫХ ПАРАМЕТРОВ
НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ — ПРОНИЦАЕМОСТИ И МОЩНОСТИ
§ I. ОБЩИЕ СООБРАЖЕНИЯ О МЕТОДИКЕ ОПРЕДЕЛЕНИЯ
ХАРАКТЕРИСТИК НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ
Рациональное проектирование разработки и эксплоатации нового
нефтяного района невозможно без предварительного определения основ-
ных параметров, характеризующих как самый пласт, так и водонапор-
ную систему. Такими параметрами являются проницаемость, мощность,
пористость и расстояние до контура питания со стороны краевой воды.
Само собою разумеется, что за расчетные величины должны быть
приняты средние значения этих параметров для некоторой конечной
площади, так как в действительности истинные их значения меняются
при переходе от одной точки нефтеносной площади к другой и притом
иногда в весьма широких пределах. Так например, обычные лаборатор-
ные измерения проницаемости образцов породы иногда дают пеструю
картину значений от нескольких миллидарси до нескольких сот или даже
тысяч миллидарси. Среднеарифметическое этих определений, очевидно,
также не дает полной уверенности в том, что получается надежная
характеристика рассматриваемой части нефтеносной области.
Наряду с геологическими исследованиями, которые абсолютно
необходимы для возможно полного и всестороннего изучения нефтяного
пласта, необходимо также параллельное определение указанных выше
параметров гидродинамическим путем — по данным о дебитах и давле-
ниях первой группы разведочных и эксплоатациониых скважин, которые
надлежит соответствующим образом обработать.
Результаты определений, полученные на основании геологических
данных и гидродинамического исследования, должны быть сопостав*
лены, и только после этого можно обоснованно выбрать расчетные
параметры.
Методика определения параметров пласта гидродинамическим
путем может и должна служить предметом специального исследования.
Здесь же очень кратко излагаются возможные способы определения
некоторых физических констант пласта, входящих в качестве парамет-
ров в формулы, связывающие дебиты скважин с забойными давле-
ниями. Очевидно, зная дебиты и забойные давления для одной или
нескольких скважин, принципиально возможно из этих формул найти
входящие в них параметры.
188
Глава XIV
§ 2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПЛАСТА ПО ДАННЫМ
О КОЭФИЦИЕНТЕ ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИН
Индикаторные кривые Q—Ар, где Q — дебит, Ар — понижение
уровня, переведенное в атмосферы, обычно получаемые при исследова-
нии скважин методом пробных откачек, позволяют найти коэфициент
продуктивности. Мы будем везде брать только отрезки этих кривых,
соответствующие ламинарной фильтрации, и считать справедливым
закон Дарси.
Этот способ можно использовать при установившейся работе
группы скважин.
Для группы работающих скважин и какой-либо одной, близкой к
центру группы можно половину среднего расстояния между скважи-
нами принять за расстояние от данной скважины до некоторой изо-
бары, соответствующей такому давлению,
которое получится на забое, если прекра-
тить откачку из скважины. Эту изобару
можно принять за своего рода контур пита-
ния, окружающий данную скважину. Изве-
стно, что форма контура питания мало ска-
зывается на дебите единичной скважины,
если, конечно, она от него достаточно уда-
лена. Таким образом, можно заменить эту
изобару окружностью радиусом а, где
через 2<? обозначено среднее расстояние
между скважинами в группе. Согласно фор-
муле Дюпюи
Inkh
Ар
In
р>
(14.2. 1)
Фиг. 61. Схема двух скважин
в пласте: эксплоатационной и
скважины-пьезометра.
где Ар — депрессия, понимаемая как раз-
ность давлений;
dfP — коэфициент, учитывающий несо-
вершенство скважины (см. гл.XI);
гс — радиус скважины.
С другой стороны, из индикаторной кривой скважины можно
определить коэфициент продуктивности
Q = cAp. (14.2.2)
Обычно с имеет размерность mjcymKu-am.
Таким образом, зная с и переводя его в смъ\сек-ат из (14.2. 1),
получим:
G
86400
In — =
di
In
При этом важно отметить, что получаются не в отдельности значе-
ния проницаемости к и мощности /г, а их произведение. Величину hh
можно назвать параметром проводимости. Зная же по кароттажной диа-
грамме мощность вскрытых пропластков, можно оценить значение к.
Некоторую информацию предварительного порядка о величине kh
можно получить всего по двум-трем первым разведочным скважинам
методом пробных откачек, когда одна скважина эксплоатируется, а
соседняя простаивает и является скважиной-пьезометром.
Пусть первая скважина эксплоатируется с дебитом Q (фиг. 61)
и депрессией Ар\л а вторая, отстоящая от нее на расстоянии L, про-
Гидродинамические методы определения осредненных значений 189
стаивает, но вследствие влияния первой скважины снизила свое за-
бойное давление на Лр2.
Предполагается, что дебиты и давления соответствуют установив-
шемуся режиму.
Тогда, обозначая через R неизвестный пока радиус условного
кругового контура питания, можно написать:
ln
Ар1—Лр2
— = *
гс
Из этих двух уравнений можно найти R и kh:
L •
i l l — — — _— —————————— £ Ц -
Г с APl—Лр2 гс
^" ( 1 4 > 2 - 5 )
Затем следует поменять местами первую и вторую скважины и
повторить это определение kh.
Повторяем, что это определение по первым двум-трем скважинам
должно рассматриваться как предварительное, так как найденное зна-
чение kh может заметно отличаться от среднего для этой области.
Определения же по шестой — десятой скважинам, охватывающим
возможно большую площадь, будут значительно более надежными.
Отметим также, что при наличии в пласте газированной нефти в
результате этих исследований получаем относительную проницаемость
породы для нефти.
Кроме аналитических методов определения проводимости этот
параметр можно устанавливать при помощи моделирования работы
пласта и скважин на электроинтеграторе (см. гл, XV).
ГЛАВА XV
ЭЛЕКТРОМОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ РАЗРАБОТКИ
НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ
§ 1. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ АНАЛОГИИ
Известно, что нефтяные пласты представляют собою пористую
среду (песок, песчаники и др.), пропитанную нефтью и находящуюся
под большим давлением. Под влиянием перепада давлений между
контуром питания и скважинами нефть течет сквозь поры пласта
к скважинам.
При этом распределение давления р в любой точке пласта удов-
летворяет уравнению Лапласа
^ g (15.1.1)
В тех случаях, когда мощность пласта h бывает настолько малой,
что изменением давления по вертикальной оси z можно пренебречь,
пространственная задача сводится к плоской, и уравнение (15.1.1)
принимает следующий вид:
^ J*P — о
Решение почти всех технических задач подземной гидравлики,
как-то: определение дебитов скважин, выбор системы рацио-
нальной расстановки скважин, изучение явлений интерференции
скважин, перемещение контуров нефтеносности и т. п., при строгой
постановке сводится к решению диференциальных уравнений (15.1.1) и
(15.1.2), а в упругом режиме — к уравнению Фурье.
При самых произвольных очертаниях контуров нефтеносности и
произвольном расположении скважин точное решение этих вопросов
отсутствует. Известны решения для областей с более или менее пра-
вильной геометрической формой, но и при этом зачастую результат
решения имеет очень громоздкий вид и в практических инженерно-тех-
нических расчетах мало себя оправдывает.
В связи с этим возник целый ряд попыток найти эти решения при
помощи различного рода гидравлических моделей нефтяных пластов,
однако точная количественная оценка с помощью таких гидравличе-
ских моделей всегда встречала много затруднений, связанных главным
образом с трудностью создания в модели полного подобия пласта, а
также с трудностью измерений.
Электромоделирование процессов разработки нефтяных пластов 191
Эти причины заставили ряд исследователей для изучения процес-
сов в нефтяных пластах использовать модели другой физической при-
роды. В первую очередь следует отметить электролитические модели,
где гидравлическое сопротивление пласта фильтрующей жидкости
(нефти) моделируется электрическим сопротивлением электролита.
Аналогия между электролитическими моделями и нефтяными плас-
тами заключается в том, что распределение напряжений в электролите
и=и (Л:, у, z) удовлетворяет тем же уравнениям Лапласа (15. 1. 1) и
(15.1.2), что и распределение давлений р в нефтяных пластах.
Представим сосуд (фиг. 62), по форме подобный нефтяной зале-
жи. Заполним его каким-либо электролитом (раствором соли), устано-
вим электроды, по форме подобные контурам скважин, и электрод, по
внешнему контуру подобный контуру питания. Если на электродах
установить потенциалы, пропорциональные давлениям на скважинах
и на контуре питания, то в этой модели мы получим поля напряжений
Фиг. 62. Электролитическая ванна.
и токов, подобные полям давлений и скоростям фильтрации в нефтя-
ном пласте. Такова идея давно применяемых электролитических моде-
лей (ванн).
Такие модели имеют некоторые преимущества, заключающиеся
в их простоте и дешевизне. Однако ряд недостатков, например, за-
грязнение электролита в процессе работы, нарушение закона Ома
вблизи электродов-«скважин», трудность измерений и Др., не дают
пека возможности широко применять такого типа модели.
Все же для исследования весьма трудных вопросов перемещения
двухжидкостных систем с разными физическими свойствами электроли-
тические модели могут иметь научно-практическое значение, если приме-
нять для этого разноцветные электролиты, подобранные соответствую-
щим образом.
Дальнейшим развитием электролитических моделей явились электри-
ческие сетки из стабильных проволочных сопротивлений.
Разделим мысленно электролит ванны (фиг. 62) на ряд элементар-
ных кубиков плоскостями, параллельными координатным плоскостям
(zox и zoy). Каждый кубик электролита будет обладать некоторыми
сопротивлениями в направлении осей х и у:
1Хх —
ИЛу
ПЛх
(15.1.3)
где Ro
h
Лх и Лу
уд. сопротивление электролита;
„мощность" (толщина) электролита;
линейные размеры выделенных кубиков.
192
Глава XV
Сопротивление каждого выделенного кубика электролита можно
заменить проволочным сопротивлением. Если проделать это для всей
области, получится электрическая сетка из сопротивлений (фиг. 63).
Оказывается, что распределение напряжений в узлах такой сетки
описывается с большой точностью теми же уравнениями Лапласа
(15. 1. 1) и (15. 1. 2), если число элементов (узлов) этой сетки будет
достаточно большим.
О достаточности числа клеток для каждого конкретного случая
можно судить, как это будет показано ниже, по величине Ах и Ау-
Обозначим напряжение в произвольной узловой точке 0 сеточной
области (фиг. 63) через и (xt у), напряжения в окружающих узловых
точках /, 2, 3 и 4 обозначим соответственно через
и (х — Ах, у); а{х-к Ах, у); и (х, у—Ау); и (х} у + Ау).
Контур питаний
Фиг. 63. Электри-
ческая сетка, за-
меняющая элек>
тролитическую
ванну.
К узлу О применим первый закон Кирхгофа. Предварительно
выразив токи по закону Ома через разность напряжений в ветвях и
сопротивлениях, будем иметь
, у) — и(х, у)
R-
u(xty+Ay)~u(x,y) + ufc
- a f o У) _
R,
Разности функций, стоящие в числителях, разложим в ряды Тей-
лора по степеням Ах и Ау.
Лх%
Т
2)
да
Ах* dzu
Ax* _
24 дх '
.4 ).
24"
3) Щх,у+Ау) — и(х9у) =
Ау* дц
дэи
24
4)
2
ду3 ' 24
ду
(15. 1.5)
где
Электромоделирование процессов разработки нефтяных пластов 193
Подставив выражения (15. 1.5) в (15.1.4), после простых алгеб-
раических преобразований получим:
^И л-
<tya "Г
12 dy*
Если размеры клеток А* и Ау выбрать такими, что членами с
Ах2 и Ау2 в полученном уравнении можно пренебречь, то распреде-
ление напряжения в узлах сетки будет приближенно описываться
уравнением Лапласа:
Следовательно, мы показали, что степень приближения электри-
ческой сетки к действительной модели месторождения зависит от
линейных размеров клеток или числа узлов, приходящихся на моде-
лируемую область. Это не значит, что, увеличивая число клеток до
бесконечности, мы будем приближаться к точному решению уравнения
Лапласа. На самом деле существует некоторое оптимальное число кле-
ток, при котором погрешность будет наименьшей, так как здесь имеет
значение, фактор неточности задаваемых сопротивлений сетки.
В практическом применении [113, 115, 129] электрические сетки
по сравнению с электролитическими моделями имеют ряд преимуществ,
а именно:
1) с помощью электрических сеток достаточно точно можно от-
образить месторождение любой формы путем выключения реостатов, не
вошедших в рассматриваемый контур;
2) сетки изготовляются из стабильных сопротивлений, которые
можно включать на достаточно большие напряжения (40—100 в) и с
большей точностью производить измерения;
3) сетку можно сгущать в нужных местах, а также применять
в любых других ортогональных системах координат, что имеет большое
практическое значение;
4) сетками переменных сопротивлений можно моделировать место-
рождения с переменными параметрами: проницаемостью k, вязко-
стью fiy а также пласты с переменной мощностью h.
Первые три преимущества сеток очевидны; что касается послед-
него, то на нем мы остановимся подробнее.
Представим себе нефтяную залежь большой площади и с малой
переменной мощностью пласта h по сравнению с протяженностью пласта
в направлении осей х и у.
В таком пласте можно пренебрегать составляющей скорости фильтра-
ции w в направлении оси z по сравнению со скоростями а и v в
направлении х и у,
Уравнение неразрывности [119, стр. 75] при движении несжимаемой
жидкости в не деформируемом пласте выразим следующим образом;
Имея в виду выражения для составляющих скорости фильтрации
/i дх > (I ду '
получим окончательно приближенное уравнение для случая малой
переменной мощности пласта /z = /z(x, у) и переменной проницаемости
ft —ft(x, у):
194 Глава XV
Набирая соответствующую область на электрической сетке с про-
води мостями
^ и Ау = с^ (15.1.9)
и устанавливая напряжения на контурах сетки, пропорциональными дав-
лениями на контуре питания и на скважинах, получим распределение
напряжнеий и в узлах сетки согласно уравнению
которое доказывается на основе закона Кирхгофа с последующим пре
образованием рядов Тейлора указанным выше способом.
Что касается постоянного коэфициента с в уравнениях (15. 1. 9),
то он выбирается таким, чтобы пределы изменения величин Лх и Ау,
kh
моделирующих коэфициенты —, укладывались в возможные техни~
А*
ческие пределы изменения проводимостей сетки. Например, пусть —
изменяется во всей области в пределах величин 0,5—2,0; проводимости
же сетки можно устанавливать в пределах 0,001 — 1 */i2; тогда лучше
всего взять с = 0,002.
Таким путем мы показали, что, имея карты мощности, проницае-
мости и пористости пласта, всегда можно воспроизвести нефтяную
залежь с помощью меняющихся проводимостей Лх и Лу. Эта возмож-
ность имеет огромное практическое значение,
§ 2. Электрические сетки (электроинтегратор), применяемые в Проект-
но-исследовательском бюро МНИ, приспособлены специально для
решения задач по рациональному размещению скважин и состоят из
следующих основных частей: сеточной области, устройства для задания
граничных условий и измерительного устройства К
Сеточная область старого образца интегратора выполнена в виде
двух гетинаксовых вертикальных панелей с смонтированными на них
переменными сопротивлениями стандартного образца (радиореостаты).
Сопротивления соединены между собою в сетку (фиг. 63). Каждое
сопротивление можно изменять в пределах от 10 до 200 & и совер-
шенно выключать.
В сетках нового образца сопротивления можно изменять от 1 до
1000 JQ; на передней части панели величина устанавливаемых сопротив-"
лений показывается цифрами. Каждая панель имеет 15 X 15 узловых
точек, которые также выведены на лицевую сторону панелей (фиг. 64).
Выводы сделаны на телефонные гнезда.
Принципиальная схема измерительного устройства приведена на
фиг. 65. Клеммы изолирующего трансформатора /—2 подключаются к
сети переменного тока напряжением 110 в. От клемм 3—4 берется
питание сеточной области (например, клемма 3 присоединяется к кон-
туру питания, а клемма 4 — к контуру скважины). Прикладываемое
к сетке общее напряжение равно 10 в; точно такое же напряжение пода-
1 При описании устройства электрических сеток мы придерживаемся данных,
ранее опубликованных Ю. Г. Толстовым [129].
Электромоделирование процессов разработки нефтяных пластов 195
ется к той точке области, относительно которой хотят измерить потен-
циал (например, к контуру скважины), клемма же 5 — к той узловой
точке, в которой нужно измерить потенциал. Измерение производится
Фиг. 64. Общий вид электрических сеток (электроинте-
гратор).
компенсационным методом. В качестве нулевого индикатора применен
обычный гальванометр G, соединенный со схемой через вибрационный
выпрямитель ВВ, обмотка возбуждения которого 5 питается от того
же трансформатора Г.
1106
ч О
J
6 7
I
5
1
i
га
•/Wf
Фиг. 65. Схема измерительного устройства.
Отсчет по измерительному потенциометру ведется в процентах от
приложенного к схеме напряжения, что представляет большие удоб-
ства. Питание измерительного потенциометра и сеточной области от
196
Глава XV
одного и того же трансформатора обеспечивает независимость
отсчета от колебаний напряжения сеги.
Кроме указанных частей измерительное устройство имеет еще так
называемый линейный интерполятор ЛИ, который служит для снятия
изолиний напряжения на сеточной области.
§ 3. РАБОТА С ЭЛЕКТРИЧЕСКИМИ СЕТКАМИ
L Снятие изолиний давлений
Снятие изолиний (линий равных давлений) производится следую-
щим образом. Предположим, что мы желаем снять изолинию соот-
ветствующую 20% от полного поданного на сеточную область напря-
жения.
Фиг. 66. Схема набора задачи.
Для этой цели движок ИП устанавливается на 20%, а движок
ЛИ—в положение а. Остальные соединения ясны из фиг. ЬЬ. Клемма о
поочередно соединяется с узловыми точками сетки. Допустим, что
в точке I напряжение оказалось меньше 20%, а в точке В оно больше
Фиг. 67. Изолинии, снятые по точкам.
20%* значит, изолиния 20% проходит между точками А и В. Тогда
клеммы 6 и 7 соединяют с точками А и В и перемещают движок
линейного интерполятора до тех пор, пока стрелка гальванометра не
установится на нуль.
Количество делений на шкале линейного интерполятора (всех
делений десять), отсчитанное по стрелке ЛИ, и будет указывать число
Электромоделирование процессов разработки нефтяных пластов 197
десятых долей стороны ячейки сетки от точки А до места пересечения
изолинии со стороной ячейки АВ. На чертеже, изображающем область
М, точки прохождения изолинии 20% могут быть фиксированы с точ-
ностью до 0,1 АВ. Далее выявляется вторая точка, соответствующая
месту пересечения изолинии со стороны другой ячейки, и т. д,, пока не
будут нанесены все возможные точки, которые затем соединяются
плавной кривой (фиг. 67).
Сопротивление а — в (см. фиг. 66) линейного интерполятора во
много раз больше сопротивления стороны ячейки, вследствие чего ис-
кажением в картине распределения потенциала в сеточной области,
вносимым таким присоединением, можно пренебречь.
Применение компенсационного метода при определении напряже-
ний и отыскании изолиний обеспечивает высокую точность измерений.
О О
2. Апроксимация контура на сеточной области
Практически решение задачи начинают с того, что сеточную
область интегратора наносят в определенном масштабе на милли-
метровую бумагу. На нанесенную
сетку контур размещают таким
образом, чтобы он занял возмож-
но большую ее часть. Если очер-
ченная контуром область по кон-
фигурации сильно отличается от
области, занимаемой сеткой, то
первую можно разрезать на не-
сколько частей и эти отдельные
части поместить на свободные
места сетки интегратора. Полу-
ченные части «сшиваются» меж-
ду собою проводами таким обра-
зом, чтобы в конечном счете по-
лучилась заданная область. Ска-
занное наглядно иллюстрируется
фиг. 68 и дальнейших пояснений
не требует.
Так как по условиям
задачи по всему контуру
питания предполагается
приложенным одинаковое яонтур
давление, то на модели питания
граничные узловые точки
соединяются между со-
бою шнуром (как это по-
казано на фиг. 68), на ко-
торый и подается общий
потенциал. Сопротивление
тех реостатов, которые а в
пересекаются с контуром, Фиг. 69. Набор области, имеющей оси симметрии,
берется не полным, а про-
порциональным отсекаемому отрезку. Например, сопротивление
реостата од рассчитывается по следующему равенству: Roq — Ro —-.
Этим достигается более точная аппроксимация заданной области на
сетке интегратора.
Фиг. 68. Составление области и аппрокси-
мация контура.
198 Глава XV
Во многих случаях заданная область может быть разрезана
несколькими осями на симметричные части (например, область, огра-
ниченная круговым контуром питания с кольцевым рядом скважин
(фиг. 69), может быть разбита на 2п симметричных сектора, где п —
число скважин).
Нетрудно видеть, что распределение изолиний в отдельных сим-
метричных частях области будет совершенно тождественно. В этом
случае нет необходимости набирать на интеграторе всю область, —
достаточно набрать лишь часть области, вырезанную соседними осями
симметрии.
Следует заметить, что все изолинии всегда будут перпендику-
лярен осям симметрии, и, следовательно, производная от потенциаль-
ной функции по нормали к оси симметрии будет равна нулю:
"дп * а
С другой стороны, это означает, что перпендикулярно оси сим
метрии ток течь не будет. Таким образом, если разрезать область по
осям симметрии и отдельные ее части изолировать друг от друга, то
общая картина явлений в отдельных частях области при этом не
изменится.
Следовательно, края сетки, отсеченные осями симметрии, нужно
оставить изолированными; при этом автоматически соблюдается
условие:
ди
дп
= 0.
Заметим, что в том случае, когда ось симметрии проходит парал-
лельно одной из координатных осей сетки (прямо по сопротивлениям),
граничные сопротивления, направленные вдоль оси симметрии и сов
падающие с нею, следует брать вдвое большими. Это вызвано теми
соображениями, что ось симметрии разрезает область на симметрия
ные части, которые при воссоединении (например, при упомянутой
выше «сшивке») снова должны дать исходную область.
Сопротивления, направленные вдоль оси симметрии Rx* будут
в этом случае складываться параллельно и в результате должны дать
выбранное сопротивление стороны ячейки области Ro. Таким образом,
откуда и следует, что
В том случае, когда ось симметрии не совпадает ни с одной из
координатных осей или наклонена к ним под углом, отличным от 45°,
аппроксимация области, как это видно из фиг. 10, а, получается
несколько худшей.
Однако, как показал опыт, такая ухудшенная аппроксимация
существенного влияния на результаты решения не оказывает.
3. Моделирование скважин
Размеры контура питания обычно бывают настолько велики по
сравнению с размерами контуров скважин, что, если даже охватить
контуром питания всю сеточную область, то и тогда линейные размеры
контура скважины будут составлять лишь небольшие доли ячейки
сеточной области. Ясно, "что в этом случае ни о какой аппроксимации
Электромоделирование процессов разработки нефтяных пластов 199
контура скважины на сеточной области не может быть и речи.
Поэтому скважину в таких случаях можно моделировать подключе-
нием к какой-либо одной точке области.
Рассмотрим, какого характера при этом будут получаться сква-
жины.
Сопротивления элементов электрической сетки представляют
(моделируют) гидравлические сопротивления элементарных кубиков
в направлении их осей. Поэтому подключение к любому узлу сетки
«вскрывает» в моделируемом пласте не цилиндрическую скважину,
как это бывает в промысловых условиях, а скважину в виде двух
перекрещивающихся щелей (ab и dc, фиг. 70) по всей мощности пласта;
ширина этой щелевидной скважины
равна линейным размерам кубиков
(или масштабу сеточной области).
Очень часто бывает так, что по
условиям опыта необходимо сква-
жину поместить на средние элемен-
ты "сеточной области, например,
в точку 2 (см. фиг. 70); тогда в пла-
сте вскрывается скважина в виде /
одной щели tnn, по длине равной J_
масштабу клеточной области. И, на
л
/И,
если скважина попадает \
а
1
/77
п
ж.
Фиг. 70. Моделирование скважин.
конец,
между узлами сетки, например,
в точку 3, тогда в пласте вскрыва-
ется квадратная скважина.
Теперь очевидно, что при мо-
делировании одного и того же ме-
сторождения сетками с разным чис-
лом узлов в каждом случае будут получаться скважины разной вели-
чины, пропорциональные' линейным размерам, приходящимся на одну
клетку сеточной области.
При подаче напряжения, соответствующего давлению на контуре
скважины, непосредственно к узловой точке электрической сетки изо-
бары в области, ограниченной контуром питания, и величина дебита
не соответствуют изобарам и дебитам реального месторождения. Кар-
тина будет такою (при масштабах сеточной области, больших радиуса
скважины), как если бы скважина имела некоторый радиус д0 всегда
больший действительного радиуса скважины д.
Указанное затруднение, возникшее при моделировании скважин,
было разрешено следующим путем.
Щелевидные скважины, получающиеся при непосредственном
приключении их к сеточной области, можно заменить равнодебитными
цилиндрическими скважинами радиусом Q0.
Выше было отмечено, что величина щелевидных скважин всецело
определяется масштабом М сеточной области, т. е. числом единиц
длины, приходящихся на элемент электрической сетки. Поэтому для
электрических сеток при любом масштабе М существует условие
М
1- = const,
(15.3.1)
которое, впрочем, подтвердилось и при экспериментальном исследова-
нии на электрических сетках.
Если действительный радиус скважины равен д, то для ее моде-
лирования необходимо последовательно с узловой точкой включить
200
Глава XV
добавочное сопротивление, которое по величине было бы равным
сопротивлению области, заключенной между двумя концентрическими
окружностями с радиусами д0 и Q. Удельное сопротивление такого
кольца, разумеется, должно быть таким же, как и у всей области, огра-
ниченной контуром питания, и равным /?0.
Как известно, сопротивление такого кольца
(15.3.2)
Соотношение (15.3.2) удобнее переписать в виде
«о
Узел
Середина
стороны
где е 0 = -jg- и # =-^—упомянутые выше радиусы концентрических
окружностей, выраженные в масштабе задачи.
Для всех случаев приключения добавочного сопротивления в узло-
вой точке lngo' = & =—1,62; так как & = const, эта величина была
соответственно названа постоянной электрических сеток (интегра-
тора).
Таким образом, моделирование скважин сводится к приключению
к узловой точке сетки добавочного сопротивления, вычисленного по
формуле (15.3.2).
В тех случаях, когда необходимо моделировать область, содер-
жащую не одну, а несколько скважин, часто оказывается невозмож-
ным наложить эту область на сетку интегратора так, чтобы все сква-
жины попали в узловые точки. Многие скважины оказываются при
этом внутри ячеек сетки или
на их сторонах. В этих случаях
необходимо «сдвигать» сква-
жины к ближайшим узлам и
тем самым допускать опреде-
ленную погрешность, связан-
ную с неточным воспроизведе-
нием координат скважин.
Чтобы уменьшить величи-
ну этой погрешности, были раз-
работаны так называемые схе-
мы «интерполяции» скважин,
позволяющие «сдвигать» сква-
жины не только к узловым
точкам, но и к середине сторо-
ны ячейки или к точке пересе-
чения ее диагоналей.
Сдвигание, разумеется, производится в ту из этих точек, которая
находится ближе всего к месту действительного нахождения сква-
жины. Все три схемы «интерполяции» показаны на фиг. 71. Там же
указаны величины сопротивлений, которые следует включить между
точкой присоединения добавочного сопротивления Rmo к скважине и
ближайшими узловыми точками. Через R обозначена величина сопро-
тивления одной стороны клетки.
Величина /?ДОб во всех случаях вычисляется по формуле (15. 3. 2).
Однако величина к=1пе зависит от схемы интерполяции, а именно:
для схемы а — (узел) — к =—1,62;
» » б — (середина стороны) — к •• —2,34;
» » в — (крест) — к = — 1,90.
HIoS
6
Фиг. 71. Схемы включения добавочных сопро-
тивлений к скважинам.
Электромоделирование процессов разработки нефтяных пластов 201
Эти три значения постоянных электрических сеток (интегратора)
к определены экспериментально, хотя они могут быть вычислены и
теоретически, если определить дебиты щелевидных скважин и по ним
найта радиусы соответствующих цилиндрических скважин (эти рас-
четы мы здесь не приводим).
В случае наличия большого числа скважин смоделировать место-
рождение электрическими сетками ограниченным числом узлов не всегда
представляется возможным. Опыт показал, что между скважинами на
сетке должно быть 5—6 узлов, так как только в такэм случае картина
изобар будет мало отличаться от картины изобар натуры.
4. Определение дебатов
Определение дебитов скважин на электрических сетках основано
на аналогии (сопоставлении) электрических токов и дебитов в соот-
ветственных точках пласта. Электрический ток согласно закону Ома
определяется следующим образом:
/ = ^- ~- ^-, (15.3.3)
где R — сопротивление элемента сетки;
Mi и щ — напряжения на концах сопротивления R.
Согласно закону Дарси выразим расход жидкости в направлении
оси элементарного кубика следующим образом:
5.- (13.3.4)
Для составления величины сопротивлений сеточной области по
данным гидравлических сопротивлений пласта вводится*, как указы-
валось выше, коэфициент пропорциональности Сг:
R = Cr{j. (15.3.5)
Точно так же напряжение и в граничных контурах сеточной обла-
сти задается пропорциональным давлению на граничных контурах
месторождения (включая и скважины) через коэфициент пропорцио-
нальности Ср.
(15.3.6)
Введем некоторый коэфициент пропорциональности между то-
ками в сетке и дебитами в пласте Cq.
/ = С«#. (15.3.7)
Подставляя соотношения (15.3.5), (15.3.6) и (15.3.7) в урав-
нение (15. 3. 3), получим выражение для тока через физические величины
пласта и козфициенты пересчета:
Jbl (15.3.8)
Для того чтобы уравнение (15.3.8) было тождественно уравне
нию (15. 3. 4), необходимо, чтобы выполнялось равенство
С
С С
г» — * •>
202
Глава XV
откуда получим коэфипиент Ся, служащий для пересчета токов
в дебиты,
(15.3.9)
Таким путем по заранее выбираемым коэфициентам (Ср и Сг)
сразу же определяем по формуле (15.3.9) коэфициент пересчета
(перевода) токов в дебиты.
На электрических сетках (интеграторе) дебиты нефтяных сква-
жин определяются через токи в добавочных сопротивлениях, модели-
рующих скважины.
Измерение производится по схеме, приведенной на фиг. 72.
| Измерительные!
i устройства !
Фиг. 72. Измерение дебитов скважин.
Измерительный шнур приключают к точке S, затем описанным
выше путем гальванометр устанавливают на нулевое деление. Отсчи-
танная по шкале величина и будет падением напряжения (в процен-
тах) на добавочном сопротивлении к скважине /. Сила тока через это
сопротивление вычисляется по закону Ома:
и
R
доб./
Далее, умножая полученные величины силы тока на коэфициент
пересчета, сразу же получают значения дебитов.
5. Продвижение контура нефтеносности
В процессе эксшюатации нефтяного месторождения при водона-
порном режиме контур нефтеносности перемещается (стягивается)
в направлении к нефтяным скважинам. Скорость перемещения контура
нефтеносности в разных его точках, вообще говоря, различна, завися
от ряда факторов: расположения скважин, дебитов и т. п.
Строгого аналитического решения этого вопроса для произволь-
ного контура питания и произвольного расположения скважин не
существует.
На электрических сетках с точностью, достаточной для инженер-
ной практики, эти вопросы решаются для произвольной формы конту-
ров нефтеносности и произвольного расположения скважин сравни-
тельно просто.
Скорость перемещения точек контура нефтеносности определяется
через скорости фильтрации в точках, находящихся на контактной
линии.
Электромоделирование процессов разработки нефтяных пластов 203
Известно, что составляющая средней скорости фильтрации vx
в направлении оси х определяется через дебит qx:
а скорость перемещения с учетом пористости т определится сле-
дующим равенством:
fer' 05.3.11)
где Ау —линейный размер элементарного кубика,
/i—мощность пласта.
Выражая дебиты qx через коэфициент пересчета Сч и силу токов
ix, а последние — по закону Ома, получим выражение для скорости
перемещения через физические величины электрической сетки, моде-
лирующей работу пласта
ik Лих
Vx** ТпС^-ЛУ = RxmCqh-Ay • (15.3.12)
Сопротивление элементов электрических сеток Rx определяется
через линейные размеры Ахэп, Луж и Ьэп и удельное сопротивление
/?0 по формуле
^ (15.3.13)
t
эл
Вводя коэфициенты пропорциональности Ci между подобными
линейными размерами модели и натуры по формулам
x3n = ctx; y3n = ciV; Ьэп=сф (15.3.14)
и используя формулу (15.3.13), окончательно получим выражение для
средней скорости перемещения в натуре на участке Ах через раз-
ности потенциалов Аих на электрической сетке:
и аналогичную формулу для скорости перемещения по оси у:
- ^ - <1 5 -ЗЛ5'>
Таким путем составляющая средней скорости перемещения в лю-
бом направлении dl на электрической сетке определяется через раз-
ности напряжений по аналогичной формуле (15.3.15). Коэфициент
стоящий справа в формулах (15. 3. 15) и (15. 3. 16), также можно
назвать коэфициентом пересчета.
Практически на электрических сетках оказалось удобнее опреде-
лять скорости перемещения в направлении не элементов сетки {Ах и
АУ)у а диагоналей сетки. Результат от этого получается более точный,
поскольку составляющие скоростей относим к одной и той же точке,
находящейся на пересечении диагоналей квадратов элементов сетки.
204
Глава XV
Поэтому определение скорости производится путем измерения
падений напряжения на отдельных элементах сетки (фиг. 73). Сначала
измерительные шнуры вставляются в узловые точки а—а/ и изме-
ряется падение напряжения Аип, затем шнуры Ш\ и ш^ приключа-
ются к точкам в — в , после чего снова измеряется падение напря-
жения Лит.
Сам процесс измерения проводится способом, аналогичным для
случая измерения потенциала. Затем на миллиметровой бумаге
(с нанесенной на ней областью) из точки, соответствующей точке Т
(см. фиг. 73), откладываются в некотором масштабе в направлении
диагонали квадрата сетки а — а' вектор Лип и в направлении диаго-
нали в — в' — вектор Лиш. Результирующий вектор даст по вели-
чине и направлению величину падения напряжения Лии пропорциональ-
ную вектору скорости фильтрации в точке Т (фиг. 74).
Ш1
—_
а
b
У/
1
у
И \
у
У
1
а
$
аи
к
V
д1
а*
>f
/
/
•
Фиг. 73. Измерение градиентов.
Фиг. 74. Определение скорости
фильтрации.
Скорость фильтрации определяется по формуле (15.3.15):
где Al— расстояние в действительной области (см), соответствующее
расстояниям aa'~bb' на модели.
Умея определять на электрической сетке скорости перемещения
жидкости в любой точке пласта, нетрудно установить способы для
определения положения контура нефтеносности в нужные моменты
времени.
I) Сл у ч а й о д н о ж и д к о с т н о й с ис т е мы
В этом случае целесообразно снять сразу все поле векторов
скорости фильтрации.
После того как снято все поле и, таким образом, все составляющие
векторов в центре каждого квадрата сетки известны, приступают к
продвижению контура. Прежде всего необходимо определить величины
и направления скоростей в различных точках контура нефтеносности.
Контур нефтеносности проходит через центр квадрата (точка /,
фиг. 75). Поэтому составляющие скорости vim и oin приложены
непосредственно к точке 1, и полная скорость точки / контура неф-
теносности определится как геометрическая сумма скоростей vjm и V\n
Остальная часть контура нефтеносности нигде не проходит через
центры квадратов, поэтому для определения скоростей в точках 6, с и
d нужно применить интерполяцию. Интерполировать можно графически
по составляющим. Способ графической интерполяции точки в показан
на фиг. 76.
Электромоделирование процессов разработки нефтяных пластов 205
На фиг. 76,а отображен способ нахождения составляющей скоро-
сти по оси п в точке в контактной линии, на фиг. 76,6 — составляю-
щей по оси т (ить) и на фиг. 7б,в — способ нахождения по вели-
чине и направлению скорости в точке в контура нефтеносности. Най-
денные путем интерполяции величины ипь и итъ располагаются
по своим направлениям (фиг, 76,в).
Аналогичным путем находят скорости в точках с, d и т. д.
После того как во всех возможных точках контура нефтеносности
скорости найдены, приступают к продвижению контура. Задаются
некоторым достаточно малым продвижением As точки, имеющей наи-
большую скорость (точка а на фиг. 77). (Практически As должно
быть не больше одной стороны клетки интегратора, переведенной в
Uim
Я
z3
" >
>
>;
m
в
Фиг. 75. Определение ско- Фиг. 76. Графическое определение скоростей точек
ростей перемещения то- водонефтяного контакта,
чек, находящихся вблизи
водонефтяного контакта.
масштаб задачи). Указанную точку перемещают на расстояние As в
направлении скорости (точку а в точку а'), затем определяют время
продвижения AT по формуле
(15.3.16)
v
а
Определив таким образом время А Г, находят величины переме-
щений контура в направлении скоростей в остальных точках, напри-
мер, для точек в, с я d (фиг. 77):
Asb = vbAT
Asc^vcAT I (15.3.17)
На чертеж наносят новые точки а\ в\ сг и df, соединяют их
плавной кривой и получают новое положение контура нефтеносности.
Затем повторяют все операции для нового положения контура. Продви-
жение контура ведут до тех пор, пока не будут выполнены условия
задачи. Иногда бывает необходимо определить величину продвижения
более точно, выбирая достаточно малые значения AT, особенно в тех
случаях, когда от точки к точке величины скорости меняются очень зна-
чительно.
Общее время продвижения контура определяется как сумма от
дельных отрезков времени:
2 (15.3.18)
206
Глава XV
2) Сл у ч а й д в у х жи д к о с т н о й с ис т е мы
Если контур нефтеносности разграничивают две жидкости различ-
ной вязкости f*i и ju2, то сопротивления реостатов в соответствен-
ных областях модели будут иметь различные значения. При продвиже-
нии контура необходимо менять и сопротивления реостатов соответст-
венно конфигурации контура. Так как в этом случае для каждого
нового положения контура картина распределения градиентов во всей
области будет иною, то нет смысла снимать все поле сразу, — снима-
ются только те падения напряжения, которые нужны для определения
скоростей на контуре.
Способ определения скоростей на контуре состоит в следующем
(фиг. 78).
1) В точках 1 и 2 определяют скорости vx и v2 (одна из них
лежит целиком за контуром, другая — внутри контура). В точке М,
находящейся на пересечении с линией, соединяющей точки / и 2Э
строят нормаль к контуру АВ.
>
&
0
f * г*
Hi
i
—-*
м2
Mi
?\
1/
7\
>
7
<
/
\
i
1 ,
X
Фиг. 77. Перемещение конту-
ра водонефтяного контакта
при равных вязкостях.
Фиг. 78. Перемещение контура во-
донефтяного контакта при разных
вязкостях.
2) Через точки / и 2 проводят линии, параллельные построенной
нормали.
3) Скорости Vi и v2 проектируют на эти линии, и концы проекции
векторов скоростей соединяют прямой.
4) Точка пересечения этой прямой с нормалью NN' определит
нормальную составляющую скорости в точке М (vn).
Подобным путем находят нормальные составляющие во всех точ-
ках контура.
Продвижение производят по этим нормальным составляющим, так
как тангенциальная составляющая на форму контура влияния не ока-
зывает.
При вычислении скоростей фильтрации по формуле (15. 3. 15) не-
обходимо учесть, что /?•— удельное сопротивление — будет различным
для областей М\ и М2.
После каждого продвижения необходимо перебрать реостаты, на-
ходящиеся в полосе, ограниченной двумя последовательными положе-
ниями контура, в соответствии с вязкостью новой среды, занявшей
после продвижения указанную полоску.
Методика продвижения та же, что и для случая одножидкостнои
системы.
§ 4. УВЕЛИЧЕНИЕ МАСШТАБА СЕТКИ
В тех случаях, когда требуется рассмотреть картину в областях
очень малых, плохо аппроксимирующихся на сетке интегратора из-за
малого масштаба задачи (например, в областях, по своему размеру близ-
Электромоделирование процессов разработки нефтяных пластов 207
ких к размерам скважины), — масштаб увеличивают. Увеличение мас-
штаба производят следующим образом (фиг. 79).
Снимают какую-либо изолинию, окружающую достаточно близко
область, масштаб которой подлежит увеличению, и достаточно хорошо
аппроксимирующуюся на сетке интегратора (фиг. 79, а). Затем эту изо-
линию принимают за контур питания и новый полученный таким обра-
зом контур налагают на всю сетку интегратора так, чтобы он занял по
возможности большее число клеток (фиг. 79, б). В этом случае масштаб
задачи возрастет, и область, ограниченную изолинией, можно исследо-
Контур питания
изолиния - контур питания_
изолиния
R:
t
[
\
\
к
с
с
у
*•"
/
ч
S
\
)
—
Фиг. 79. Увеличение масштаба сетки.
вать более точно. Добавочное сопротивление к скважине в первом слу-
чае будет отличаться от добавочного сопротивления во втором случае
и должно быть подсчитано в соответствии с новым значением М и схе-
мой интерполяции. Прием, основанный на использовании изолинии
в качестве контура питания, может быть использован и в том случае,
когда расстояние между отдельными скважинами слишком мало по
сравнению с контуром питания, т. е. все скважины расположены на-
столько близко друг к другу, что при выбранном масштабе они сли-
ваются в одну точку.
§ 5. МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССА ИНЖЕКЦИИ
Для поддержания пластового давления в целях повышения де-
битов скважин в пласте за контуром нефтеносности ставят ряд сква-
жин, через которые закачивают соответствующим образом приготов-
ленный рабочий реагент — флюиды. Такие скважины, как известно,
принято называть инжекционными.
При расстановке инжекционных скважин могут быть поставлены
следующие гидродинамические задачи:
1) задаваясь необходимым пластовым давлением, нужно найти
наилучший способ расстановки инжекционных скважин, установить,
какое следует поддерживать на них давление, рассчитать, какой будет
при этом расход закачиваемой жидкости, а также проследить за пере-
мещением контура нефтеносности;
2) задаваясь (исходя, например, из технических возможностей)
давлением на инжекционных скважинах или возможным расходом жид-
кости, необходимо определить, каковы будут при этом дебиты эксшюа-
тационных скважин, а также проследить за перемещением контура
нефтеносности.
Поставленные задачи по гидродинамическому расчету инжекцион-
ных скважин могут быть решены также при помощи электрических
208
Глава XV
сеток. Для этого (см. фиг. 80) на электрической сетке набирается
нефтеносная область с существующей расстановкой скважин. Между
контурами нефтеносности и питания устанавливаются инжекционные
скважины. Скважины, как эксплоатационные, так и инжекционные, мо-
делируются путем включения добавочных сопротивлений /?ДОб, опре-
деляемых по формуле (15. 3. 2).
При решении первой задачи поступаем следующим образом.
Через делитель напряжения на эксшюатационных скважинах и на
контуре питания устанавливаем некоторые напряжения ис и ик, пропор-
циональные соответствующим давлениям рс и рк. Далее через делитель
напряжения подбираем такие напряжения на инжекционных скважинах
иИнж»при которых в эксшгоатационных скважинах установится требуе-
мый дебит. Как только этого достигают, — обычно путем небольшого чие~
Uu/tatc
Фиг. 80. Электрическая схема процесса инжекции.
ла приближений, — сразу же определяют токи в добавочных сопротивле-
ниях, по которым через коэфициенты пересчета Cq определяют расход
жидкости в инжекционных скважинах. Здесь же можно решить вопрос
о том, какая часть жидкости, закачиваемой в инжекционные скважины,
уходит за контур питания, поскольку давление на них (инжекционных
скважинах) обычно бывает выше, чем на контуре питания.
При данной расстановке инжекционных скважин перемещение
контура нефтеносности определяется способом, изложенным выше.
Решить вторую задачу на электрических сетках тоже несложно.
Для этого на инжекционных скважинах (фиг. 80) не подбирают на-
пряжение, а сразу устанавливают определенное напряжение, отвечаю-
щее условиям задачи. Далее определяют дебиты эксплоатационных
скважин и перемещение контура нефтеносности так же, как и в пер-
вом случае.
Аналогичные задачи на электрических сетках решались для место-
рождения Широкая Балка [197, 198].
§ 6. ЭКСТРЕМАЛЬНЫЕ ЗАДАЧИ ПРИ РАССТАНОВКЕ
НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН
Одна из основных задач рациональной разработки нефтяных
месторождений заключается в нахождении такой системы расстановки
Электромоделирование процессов разработки нефтяных пластов 209
скважин, при которой время эксплоатации будет наименьшим
[105, 106].
При широкой постановке решение таких задач сводится к нахож-
дению экстремума (в большинстве случаев минимума) соответствую-
щих функционалов от большого числа функций, которые аналити-
чески вряд ли могут быть найдены, если при этом не вводятся боль-
шие упрощения.
Мы покажем, каким способом на электрических сетках можно
решить следующую экстремальную задачу.
Система принимается одножидкостной (т. е. ^0 ~Ян)- Задано
определенное число скважин- Требуется выявить такую их расста-
новку, при которой время эксплоатации было бы наименьшим. Даже
в такой постановке при произвольной форме контура нефтеносности
аналитическое решение представляет большие затруднения.
У\
Фиг. 81. Контур обхода.
Представим пласт с физическими параметрами k, fi и h и с некото-
рой произвольной расстановкой скважин (фиг. 81).
Составляющие скорости в любой точке пласта
_J_ др_ щ
х и ~дх *
Рассмотрим, какая механическая мощность затрачивается при
продвижении жидкости (флюида) через элементарную площадку
Ах *Ау мощностью /?=1.
Если принять, что в центре элементарной площадки Ах-Ау
существует пластовое давление /?(х, у), то на гранях этой площадки
будут существовать давления р(х— ~ , у); р(х + ^~ , у); р(х,у+^
И р\Х, у 2J
Вычислим механическую мощность dw, затрачиваемую на про-
талкивание флюида через элементарную площадку:
210 Глава XV
Разлагая выражения в квадратных скобках в ряд Тейлора по
степеням Ах и Ау и пренебрегая членами с Ах и Ау более высокого
порядка, получим:
Ц
Полная мощность w, затрачиваемая на проталкивание флюида к
скважинам, выразится двойным интегралом по всей площади пласта
£ (фиг. 81) за исключением площадок, занимаемых скважинами, т. е.
S
Воспользуемся тождествами
ц \дх/ — [I 1дх\и дх
\ду) - ,и [ду \Р ду) Р ду*\ '
Тогда интеграл (15.6.3) запишется в следующем виде
или, имея в виду, что
+
дх* • ду*
окончательно получим:
Преобразуем по формуле Гаусса1 интеграл (15.6.4) по площади
винтеграл по контуру месторождения /к, включая, конечно, и кон-
туры скважин /с. Получим:
ф
I
к др
где — ^ - = уп—нормальная составляющая скорости к контурам
месторождения /.
Если принять, что на контуре нефтеносности месторождения
давления рк, и на скважинах— рс будут постоянными, и имея в виду,
что рК совпадает с нормалью, а рс направлено против нормали
к контурам интегрирования, интеграл (15.6.5) напишем в следую-
щем виде:
w = pK ф vndl~ Рс ф vndU (15.6.6)
где /к—означает интегрирование по контуру нефтеносности;
/с—то же по контурам скважин.
1 Смирнов, Курс высшей математики, т. И, стр. 497.
Электромоделирование процессов разработки нефтяных пластов 211
Исходя из закона неразрывности, имеем равенство
ndl = Qt (15.6.7)
где О —суммарный дебит по всем скважинам.
Тогда, если на всех скважинах поддерживается одно и то же
давление рс, вычислим окончательно механические потери:
w = (pK— pc)Q. (15.6.8)
Аналогичная формула для w получится для случая, когда на
скважинах поддерживаются разные давления pct и дебиты gt
w = Рк
Предположим, что эксплоатация ведется в течение времени Т.
Тогда работу, затраченную на проталкивание флюида, представим
в виде
— Tpc & vndl. (15.6.10)
Заметим, что интегралы
Т j>vndl = T j)vndl = const (15.6.11)
l l
lH
представляют объемы извлеченной нефти за время Т.
Используя последнее соотношение, получим, что механическая ра-
бота, затрачиваемая на извлечение жидкости из пласта при постоянной
депрессии на контурах месторождения, есть величина постоянная, т. е.
Л = м>Г = соп$1. (15.6.12)
Нам необходимо найти такую расстановку нефтяных скважин, при
которой время эксплоатации Т будет минимальным, но, как это выте-
кает из формулы (15.6.12), при 7"мин механическая мощность w
будет максимальной, па основании чего можно сформулировать пра-
вило: системе скважин с наивыгоднейшей расстановкой отвечают мак-
симальные потери механической мощности w.
Этот экстремальный принцип в применении к электрическим сет-
кам оказался более удобным, поскольку при этом не нужно заниматься
вопросом продвижения контура нефтеносности.
Достаточно на электрических сетках при различных вариантах
расстановок скважин определить дебиты и забойные давления и по
формулам (15.6.8) вычислить w, что особого труда уже не представ-
ляет. Расстановка скважин, при которой w=wMaKCj будет отвечать мини-
мальному времени эксплоатапии.
В тех случаях, когда ряды скважин необходимо выключать в
результате их обводнения, операцию определения w повторяют каждый
раз для оставшихся скважин.
212
Глава XV
§ 7. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТКИ ДЛЯ РЕШЕНИЯ ЗАДАЧ УПРУГОГО
РЕЖИМА
Чисто упругий режим для переменной малой мощности пласта
приближенно описывается уравнением
дх
kJL
ду{ ti ду
• НЕ
dt
(15.7.1)
где fe,
как и раньше, соответственно коэфнциенты проницаемости
и вязкости;
Л —мощность;
/?* — коэфициент упругоемкости пласта, определяемый через
коэфициенты упругости жидкости рш и упругой среды
по формуле р*: = рсм + Рж*
RM
ПЛПППЛПг
Ф:ч\ 82. Электрическая сетка, моделирующая упругий
режим.
Если к узлам сетки (см. фиг. 58) присоединить заряженные кон-
денсаторы полюсами одного знака, а другие полюсы этих конденсато-
ров— к одной общей точке (фиг. 82), потенциал которой принят за
нуль, то при замыкании ключа к напряжение в узлах сетки при раз-
рядке этих конденсаторов (то же при зарядке) будет описываться
уравнением, тождественным уравнению (15.7.1).
На основании первого закона Кирхгофа, написанного для любого
узла, имеем:
Ах [и (х — Ах,у)
+ Ау [и (х,
и (х, у) ] + Лх [и (х 4- zlx, у)
—ы(х,у)]+Ду[н(х,у-л
и(х, У)3 4
- и (эс, у)]
dt
0.
(15.7.2)
Применяя к этому уравнению преобразование с помощью рядов
Тейлора, как это было показано выше, и пренебрегая членами со
степенями второго порядка от Ах и АУ, получим:
д
дх
(15.7.3)
Следовательно, процессы в электрической сетке (фиг. 82) опи-
сываются уравнением, тождественным уравнению упругого режима
[107, 108, 109, 111].
Электромоделирование процессов разработки нефтяных пластов 213
Для решения этих уравнений необходимо задаться начальными и
граничными условиями. Начальные условия на электрической сетке
ио (xf У) пропорционально ро (х9 у) во всей области рассматриваемого
пласта.
Граничные условия на контурах сеточной области определяются
так же, как и на сетках установившегося водонапорного режима.
В этих сетках, как и раньше, омическое сопротивление сопоставляется
с гидравлическим сопротивлением пласта. Напряжение в узлах сетки
сопоставляется с пластовым давлением, токи в сопротивлениях — с
дебитами в соответственных точках пласта, емкости сетки — с упру-
гоемкостью пласта и, наконец, время протекания электрических процес-
сов в сетке сопоставляется с временем протекания процессов в натуре
(в пласте).
Введем следующие коэфициенты пропорциональности: коэфициент
пропорциональности между линейными размерами электрических сеток
и линейными размерами пласта — cXi коэфициент пропорциональности
между напряжением и пластовым давлением — ср, коэфициент про-
порциональности между временем протекания электрических процессов
и временем протекания аналогичных процессов в пласте — ct, коэфи-
циент пропорциональности между сопротивлением сеток и гидродина-
мическим сопротивлением пласта сг и коэфициент пропорциональности
между емкостями и упругостью пласта с$:
1) /эл = С*'*
2) и-Ср-р
3)/w -cr/ (15.7.4)
4 ) R = Cr~W
Уравнение (15. 7. 3) запишем через гидродинамические величины
пласта (натуры), учитывая соотношения (15. 7. 4):
А (И2 д р ) 1 д (1гЧ др\- с х с 0'У д". <>Р (15 7.5)
Потребуем, чтобы при тождественности начальных и граничных
условий уравнение (15.7.5) было всегда тождественно уравнению
(15. 7. 1). Тогда будем иметь равенство
х Р г = 1, (15.7.6)
из которого получим выражение для масштаба времени
Cl=zCl.Cfi.cr. (15. 7. 7)
Эта формула служит для пересчета времени протекания электри-
ческих процессов в соответствующие периоды протекания процессов
в натуре.
Что касается выбора коэфициентов пересчета сХу ср, Св и сг, то их вы-
бирают заранее совершенно произвольными, лишь согласуясь с удоб-
ствами измерения и возможными пределами изменения параметров
сетки (R и с).
214
Глава XV
Формула для пересчета токов в дебиты такая же как для сеток-
установившегося режима. Набор сеточной области р
режима" Т З К Ж е °СТаЮТСЯ Т а К И МИ Ж 6' КЭ К и Д Л Я ^
п о Д мЯ в л к л ю ч е ш я и измерения применяется автоматическое устрой-
ство. На общем валу (фиг. 83) насажены три диска — ПР Ж и ЗМ
г™«°ЩЬю первого диска (прерывателя) ПР производится включение
vnZJJi начальное напряжение «в, соответствующее началу отсчета
времени /0 = 0. С помощью второго диска Ж производится включение
измерительного гальванометра G в требуемый момент времени t кото-
рый устанавливается углом поворота <р второго диска Ж по отношению
к первому. Третий диск ЗМ служит для поднятия своим выступом
планки, с помощью которой с конденсаторов снимаются заряды и тем
самым подготавливается установка для повторного включения.
R
к
ТТ
t I i
I ,
Мотор
I I
/'1 Whs
ппллллплапА
О
пр
пока не
Редуктор
Фиг. 83. Принципиальная схема вращающегося устройства.
Процесс повторяется автоматически как угодно долго
будут произведены все измерения.
Принципиальная схема измерительного устройства аналогична изме-
рительному устройству для сеток установившегося режима
Сетки для упругого режима применимы и для решения вопросов
фильтрации газа и газированной нефти. На этих же сетках путем
включения их на переменное напряжение постоянной частоты можно ре-
шать экстремальные задачи по расстановке нефтяных скважин
На вышеописанных сетках из активных сопротивлений и емкостей
можно рассматривать гидродинамические процессы в пластах, имею-
щих не только переменные мощность h и проницаемость k% но и пере-
менную упругоемкость £* = £(*, у). Для этого необходимо емкости
конденсаторов С брать не постоянными, как при моделировании урав-
нения (15. 7. 1), а переменными, зависящими от координат узлов
сетки по закону С = Cfip* (х, у)- все остальные параметры остаются
без изменения. F
Однако изготовление сеток с переменными емкостями значительно
удорожает и усложняет само устройство, что может ограничить их
более широкое применение . Поэтому мы покажем, как на сетках
с постоянными, не меняющимися сопротивлениями и емкостями можно
рассматривать гидродинамические процессы с переменной упруго-
емкостью пласта 0* (х, у). Этот же способ применяется нами при
рассмотрении фильтрации газированной нефти.
Напишем диференциальное уравнение упругого режима:
(** У) % . (15.7.8)
дх*
ду2
Электромоделирование процессов разработки нефтяных пластов 215
Если область разбить на сетку квадратов шириной /, то это дифе-
ренциальное уравнение можно представить в виде системы разностно-
диференциальных уравнений
^ * (х„, уп) -f p-, (15.7.9)
где я = 1,2,3,...
Здесь рп — давление в узле сетки п; рп+ъ Рп+ъ и т. д. — давле-
ния в узлах сетки, окружающих узел п; хп и уп — координаты
узла п.
Количество уравнений зависит от числа узлов в сетке всей обла-
сти. В дальнейшем эти уравнения будем называть узловыми.
Если для каждого узлового уравнения ввести масштаб времени
JL
уп), (15.7. 10)
то из (15. 7. 9) получим новую систему узловых уравнений:
дР
2
д^ (15. 7. 11)
Эта система узловых уравнений соответствует диференциальному
уравнению упругого режима с постоянными параметрами пласта.
Поэтому, взяв сетку с постоянными сопротивлениями и емкостями и
набрав на ней область, подобную области пласта с переменными пара-
метрами, получим путем измерения в любом узле п функции Р(хп,уп,т),
являющиеся решением узловых уравнений (15. 7. 11). Используя зави-
симость (15. 7. 10), можно, например, приближенно графически
построить функции Р(х„, уП1т)> являющиеся решением узловых уравне-
ний (15. 7. 9) или, что то же, диференциального уравнения (15. 7. 8).
На этих же сетках можно рассматривать процессы фильтрации
газированной нефти, что, как известно, сводится к решению (при соот-
ветствующих граничных и начальных условиях) нелинейного уравнения
где q= I yelp; у — плотность фильтрующейся смеси при давлении р\
вид функции М известен.
Непосредственно представить это уравнение на электрических сет-
ках из сопротивлений и конденсаторов невозможно, так как надо было
бы иметь конденсаторы, емкости которых С зависели бы от напряже-
ния и по сложной функциональной зависимости М(и). Таких конден-
саторов в природе не существует.
Однако для решения нелинейных уравнений фильтрации газиро
ванной нефти можно воспользоваться аппаратом электрических сеток
для приближенного решения с той же степенью точности, что и для
рассмотренных выше линейных уравнений.
Время протекания процесса t разбиваем на ряд таких малых
отрезков
Ati**ti+l-t» (15.7. 13)
где г « 1, 2, .. . , л,
что в промежутке любого Ati нелинейный член М (дО мало изме-
нится, и тогда его можно принять равным М (#i), где qb — некоторое
среднее значение в интервале времени ДГХ.
216 Глава XV
Тогда для всех интервалов времени получим последователь
ность линейных уравнений
(15.7.14)
где / к 1 ^ 2, .. ., п.
Начальными данными для каждого интервала J/'* служит значе-
ние функции #,_ 1, найденное в конце интервала Ati—i, а граничные
условия остаются те же, что и для уравнения (15- 7. 12).
Функция М(дг) осуществляется на электрических сетках (фиг. 82)
путем набора соответствующих емкостей с=с (х, у), зависящих от
координат сетки. Изложенное применимо, конечно, и к уравнениям
фильтрации газа. Степень приближения может быть любою, завися*
щей от выбора отрезков AU.
Этот метод можно применять и при других числовых способах без
пользования электрическими сетками.
§ 8. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТОК ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ
ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ПЛАСТА
1. Оп р е д е л е н и е г и д р о д и н а м и ч е с к и х па р а ме т -
ров при у с т а н о в и в ше м с я р е жи ме,
В действительных условиях мощность пласта /г, проницаемость kt
вязкость fi и другие показатели не являются постоянными. Поэтому,
имея промысловые данные о забойных давлениях и дебитах скважин
для какого-либо момента времени, можно определить параметры пла-
ста в призабойных зонах и тем самым облегчить представление о рас-
пределении проницаемости в пласте.
Представим неоднородный пласт, находящийся в условиях устано-
jhl
вившегося режима с неизвестным параметром — = b (x, у), но извест-
ными, например промысловыми, данными о давлениях на контуре пи-
тания рк, давлениях на скважинах р1с, р2с, - • -, /V и дебитах скважин
<?1? q2, . . ., qn. С помощью этих данных, используя электрические сетки,
можно определить гидродинамические параметры пласта Ьъ Ьъ ... Ьп
в призабойных зонах скважин в предположении, что во всей области
существует линейный закон фильтрации.
Запишем разностные уравнения для случая неоднородных пара-
метров пласта:
Ptl+ibn+4 —
pn = 0, (15.8.1
где л =1, 2, ....
Здесь рп—давление в точке п с координатами хпуп', Pn+i, Рп+2 и т. д.
давления в окружающих точках с координатами
п+2 = %п "Т
= Уп И Т. Д.
Электромоделирование процессов разработки нефтяных пластов 217
Представим второй пласт, контур которого подобен контуру пер-
вого, с некоторыми постоянными параметрами
ftp fro _ £ = j
Зададим на контуре питания однородного пласта давление рк и де-
биты на скважинах qlf q2t .. ., qn такие же, как и в неоднородном пла-
сте. Тогда, естественно, забойные давления на скважинах однородного
пласта и1с, и-2с, . . ., ипс установятся другие, отличающиеся от забойных
давлений pic> р2с, - - -, рПс неоднородного пласта.
Полудим разностные уравнения однородного пласта:
= 0, (15.8.2)
где п = 1, 2, 3 ...
Здесь ит un+i, ЙП+2 и т. д.—давления в точках п, п + 1, и + 2
и т. д.
При представлении
N h I п \ /к Q i\
**П Ult I ~Т—"" I \_1«^« О. *JJ
и обозначении
^ ^ р я—1 2 . С15 8 4>
уравнение (15. 8. 2) примет следующий вид:
-4&„Рп = 0, (15.8.5)
где п= 1? 2, 3 ...
Представим bn+u bn+2, bn+s и bn+i разложенными в ряд Тейлора
по приращениям -я- Ах и -^-ДУ, отбрасывая, как это допускается
в разностном методе, члены с Ах2 и /ly21
— »П — О
(15.8.6)
ь -ь 4-JL
оп+2— On -t ~Y
-ь 4-JLi
п+2— On -t ~Y дх
= Ъп Н- —
На основе последнего разложения получаем:
Abn = bn+i + bn+2+6„+з+^и+4, (15. 8.7)
и наши уравнения (15.8.5) можно записать в следующем виде:
Pn+lbn + l -f" Ял+2^П+2 + Pn+zbn+3 4" P b
№й+1+П+2+| | + + +) ^П = 0, (15. 8. 8)
где л = 1, 2, . . .,
которые тождественны разностным уравнениям для неоднородного
пласта.
218 Глава XV
Зная забойные давления на скважинах неоднородного пласта pi c,
р2с> • . •> рпс и найденные методом электрических сеток для однородного
пласта давления и1с, и2с, %. ., ипс, а также используя формулы (15.8.4),
имеем:
nc
и тем самым получаем значение гидродинамических параметров пла-
ста в призабойных зонах всех скважин.
2. Оп р е д е л е н и е г и д р о д и н а м и ч е с к и х па р а ме т -
ров п л а с т а при у п р у г о м р е жи ме.
Рассматривается пласт при упругом режиме; известны дебиты
4i(0> ?г(0' • • • » 0п(О и забойные давления рг (0, Рг(О^ • • • , Рп(0 сква-
жин в функции от времени /.
Диференциальное уравнение процесса
» (**. %Л + > (h± «P.) = /i/S* «L. (15.8.10)
Введем, как и раньше, обозначения « b (xt у), ^* = fi* (x, у).
Получим разностно-диференциальные уравнения того же про-
цесса:
Ьп + п +
W* (хя, уя) 5> (15АН)
где л — 1, 2, . . .
С другой стороны, разностно-диференциальные уравнения для
области с однородными параметрами • ° »••= 1 и р* будут:
ди
- j, (15.8.12)
где л = 1, 2, . . .
Применив (15.8.3), (15.8.4) и зависимости (15.8.7), уравнение
(15.8. 12) перепишем з следующем виде:
^ (15.8,13)
где л = 1, 2,. . .
Решения уравнений (15. 8. 13) и (15. 8. 11) для тождественных то-
чек (х„, уп) при тождественности граничных и начальных условий
будут отличаться только масштабами времени, и поэтому для равных
значений рп (х„, у„, Q и Р„ (хл, ую тк) отношение между /к и тк опре-
делится
Электромоделирование процессов разработки нефтяных пластов 219
или после сокращений
l K
Р*
(15.8.14)
где все параметры, кроме к и р* (х„, уп), считаются известными.
Имея изменения давления рп (хП} уп, т) в функции от времени т
для любой точки однородного пласта, обычно получаемые на электри-
ческих сетках, и из промысловых данных — изменение рп (хп, уп, t)
в функции от времени /, мы вычисляем значения гидродинамических
в*
параметров пласта -ty в призабойных зонах всех скважин.
Этим методом можно определить гидродинамические параметры
пласта также при фильтрации газированной нефти и газа в пористой
среде.
§ 9. ПРИМЕР РЕШЕНИЯ ЗАДАЧИ НА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТКАХ
В предыдущих параграфах были изложены основные теоретиче-
ские принципы моделирования электрическими сетками процессов раз-
работки нефтяных пластов при установившемся водонапорном и упру-
гом режимах. В настоящем параграфе приводится решение при
помощи таких электрических сеток конкретных вопросов разработки
на примере условного месторождения при водонапорном режиме.
Фиг. 84. Схема месторождения.
Минимальными исходными геологическими данными должны слу-
жить: 1) контур нефтеносной области со всеми данными о сбросах и
водонефтяных контактах, 2) положение контура питания, 3) мощность
пласта или, вернее, карта мощности, 4) распределение проницаемости
пласта, 5) вязкость фильтрующихся жидкостей и 6) пластовое дав-
ление.
В качестве примера рассмотрим заливообразное горизонтальное
(или приведенное к горизонтальному с помощью потенциала скорости)
месторождение (фиг. 84) с контуром питания в восточной части и вы-
клинивающееся во всех остальных частях. (Положение водонефтяного
контакта То показано пунктиром с точками.)
Предположим, что известны следующие данные о пласте:
мощность пласта 1г = 1; 2,5 и 5 м (см. фиг. 84);
проницаемость пласта к ==0,7 дарси;
пористость пласта т = 0,20;
220
Глава XV
вязкость воды и нефти /г = 4 сантипуаза;
давление на контуре питания рк = 1(Ю am;
давление на скважинах /?скв = 40 am.
Практически решение начинается с того, что всю область место-
рождения, включая и область питания, наносят на лист миллиметро-
вой бумаги, число клеток которой равно числу клеток электрической
сетки (фиг. 85). Как только это выполнено, то сразу же видно,
какие реостаты электрической сетки следует выключить с тем, чтобы
сетка из оставшихся сопротивлений аппроксимировала форму рассматри.
ваемого месторождения. Кроме того устанавливается, исходя из
размеров месторождения, какой линейный размер приходится на один
элемент клетки сеточной области. Эта величина называется масштабом
электрической сетки — М; в данном случае Л1 = 100 м на клетку.
0
Фиг. 85. Схема электрической сетки с расстановкой скважин.
Сопротивления элементов электрической сетки берутся пропор-
ционально гидравлическому сопротивлению пласта - —. Поэтому на
сетке, моделирующей область месторождения мощностью /г = 1,
устанавливаются сопротивления R— 2СО4Э, для области с h = 2,5 м
набираются реостаты R = 80 Q и, наконец, для области с h = 5• м
набираются реостаты R —- 40 Q
Реостаты сетки, попавшие на контур питания, соединяются одним
проводом АА, на который подается напряжение UK, пропорциональ-
ное контурному давлению рк. Реостаты, попавшие на линию выклини-
вания, общим проводом не соединяются; этим обеспечивается условие
отсутствия фильтрации нормально к линии выклинивания.
Исходя из общих положений о густоте расстановки эксплоата-
ционных скважин, последние устанавливаются в узлах сетки
(Л 2,..., 9).
К узловым точкам-скважинам (/, 2,..., 9) подключаются доба-
вочные сопротивления — /?доб? которыми моделируют нужный диаметр
скважин; для данного примера D — 0,2 м. Добавочные сопротивления
рассчитываются по выведенной выше формуле (15.3.2):
— УД / 1 во
д ° б ~" ~1тГ \ — ' —
1П ~, •; I
AM /
Электромоделирование процессов разработки нефтяных пластов 221
и для скважин, попавших в область с h = 1 м, получим /?до3 = 168 i^
для области с // = 2,5 м /?доб = 67 Q и для h =* 5 м /?доб = 33,5 Q. '
Все добавочные сопротивления одними концами подключаются
к скважинам, а другими концами соединяются общим проводом ОО\
на который подается напряжение UCt пропорциональное забойному
давлению рс = 40 ат.
При включении такой сетки на указанные выше напряжения
в любом ее элементе R установятся некоторые токи.
В действительном месторождении (фиг. 84), если оно вскры-
вается аналогичными девятью скважинами, в подобных точках уста-
новится аналогичная картина дебитов.
Отношение между дебитами q и токами i в подобных точках опре-
деляется на основе формулы (15. 3. 9).
Коэфициент пересчета напряжений в давления для нашего кон-
кретного случая: -jr = 0,6 aval в.
Коэфициент пересчета значения токов в дебиты
с~ = 182 м31сутки-а.
Ц
Измеряя напряжения в любых узлах сетки и умножая на -г~,
получим значение давлений в подобных точках месторождения. Изме
ряя также токи в добавочных сопротивлениях и умножая их на
коэфициенты пересчета т^*- получим дебиты соответствующих скважин.
Результаты измерения для дебитов в разных случаях работы
скважин сведены в табл. 3.
Т а б л и ц а 3
1
№№
СКВ.
1
2
а
4
5
6
7
S
9
Суммарный
дебит
скважин
Дебиты работающих
работают все
скважины
99,2
П1,5
11,4
27,2
Ь4,0
27,9
18,5
16,8
2,52
369,0
работают
скв. № 4, 5,
б, 7, 8, 9
—
_
66,0
125,0
81,8
42,3
38,1
5,40
358,2
скважин, м*[сутки
работают
скн. №7, 8, 9
__
—
—
—
103,5
93,0
12,3
208,8
работает
скв. № 9
_
—
__
23.1
23,1
§ 10. ПЕРЕМЕЩЕНИЕ ВОДОНЕФТЯНОГО КОНТАКТА
И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВРЕМЕНИ ЭКСПЛОАТАЦИИ
В процессе эксплоатации месторождения водонефтяной контакт
перемещается в направлении к скважинам. Скорость перемещения
точек контура, вообще говоря, различна и зависит от ряда факторов-
расположения скважин, дебитов, давлений и т. п. Как указывалось
222
Глава XV
выше, строгое математическое решение этого вопроса для любых кон-
туров и произвольного расположения скважин отсутствует.
На электрических сетках с точностью, достаточной для практики,
эти вопросы решаются сравнительно просто. Путем весьма простых
измерений, описанных в § 5, получаем поле скоростей, по значениям
которых, используя графическую интерполяцию, находим положение
водонефтяного контакта в определенные моменты времени.
Время продвижения At на малых элементах пути вычисляем по фор-
мулам (15. 3. 16) и (15. 3. 17).
Полное время эксплоатации t определится как сумма всех элемен-
тарных отрезков времени At на всех отдельных перемещениях.
Фиг. 86» Положение водонефтяного контакта в разные моменты времени.
На фиг. 86 приведены положения водонефтяных контактов Т\, Т$,
Та, ТА И То в моменты затопления соответствующей группы скважин.
Например, линия Т\ показывает положение водонефтяного контакта
в момент затопления водой скважин / и 2. Это произошло по исте-
чении времени эксплоатации t\ = 307 суток. Положение остальных
линий водонефтяного контакта соответствует следующим периодам
эксшюатации: /2=725 сут., /3 = 994 сут., f 4 =320 сут. и /5—801 сут.,
начиная с момента выключения затопленных скважин. Полное время
эксплоатации t—t\ -(- t2 + /3 + h + ^з = 3147 сут.
у
Мы рассмотрели один из вариантов расстановки скважин. Обычно
выполняется несколько вариантов, на основе которых решаются
вопросы о расстановке скважин с минимальным временем эксплоата-
ции и ряд других вопросов.
Из нашего примера видно, что увеличение числа скважин с шести
до девяти дает повышение суммарного дебита лишь на 2,9%, в то
время как увеличение числа скважин с трех до шести приводит
к повышению добычи на 71,7%'.
1 Набор задачи, измерения и вычисления проводила Р. М. Якобсон.
РАЗДЕЛ ЧЕТВЕРТЫЙ
ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ РАЗРАБОТКИ
НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Г ЛА В А XVI
ПРОБЛЕМА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ
РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
§ I. НАРОДНОХОЗЯЙСТВЕННЫЙ ПОДХОД К ВЫБОРУ
СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ В УСЛОВИЯХ
СОЦИАЛИСТИЧЕСКОГО ПЛАНОВОГО ХОЗЯЙСТВА
Экономической основой разработки нефтяного месторождения в на-
ших условиях развития является социалистическая собственность на
средства производства, сам социалистический способ производства
с его основными законами развития, раскрываемыми политической эко-
номией социализма и направляемыми Советским государством в инте-
ресах строительства коммунистического общества.
В социалистических условиях выбор рациональной системы раз-
работки решается с точки зрения максимальной народнохозяйственной
эффективности. Независимо от того, рассматривается ли вопрос
о числе скважин, размещении их на отдельном месторождении — как
важнейший вопрос рациональной системы разработки, или вопрос
о числе и размещении скважин по районам СССР — как важнейший
вопрос планирования отрасли, непосредственно обеспечивающий задан-
ные размеры добычи нефти в перспективных и текущих планах раз-
вития,—проблема выбора рациональной системы разработки остается
народнохозяйственной проблемой, решаемой в тесной связи с общим
плановым развитием производительных сил страны.
Поэтому план, имеющий силу экономического закона развития
[162], является важнейшим фактором, влияющим на выбор экономи-
чески рациональной системы разработки отдельного месторождения.
Социалистическая форма собственности и плановый принцип веде-
ния хозяйства определяют примат народнохозяйственной эффектив-
ности над внутрипромысловой эффективностью системы разработки-
Практически это означает необходимость в ряде случаев проводить на
нефтяном месторождении значительно больше (или меньше) скважин
с большей (или меньшей) плотностью сетки, чем это бы диктовалось
только промыслово-экономическими показателями разработки. Неко-
торое ухудшение промысловых показателей в этих случаях с лихвой
перекрывается высокой народнохозяйственной эффективностью раз-
работки.
Конкретизация этих случаев, их анализ, установление методов реше-
ния подобных задач являются содержанием наших исследований и
будут изложены ниже.
224 Глава XVI
Высокие темпы развития нефтяной промышленности, определенные
генеральной линией строительства коммунизма, тесно связаны с расту-
щими потребностями народного хозяйства СССР.
Заданные общие темпы развития отрасли, выраженные конкретным
р а з м е р о м добычи нефти по СССР, могут быть обеспечены и даже
перекрыты только при рациональном распределении общей заданной
добычи нефти по отдельным нефтяным районам и месторождениям.
Детальный анализ принципов этого распределения по отдельным объек-
там разработки или, точнее говоря, выбора экономически рациональных
темпов развития каждого района и месторождения [175] отчетливо пока-
зал, что без у в я з к и промыслово-эконсмических показателей различ-
ных систем разработки каждого месторождения с общей проблемой
темпов на основе строго очерченного и научно обоснованного критерия
народнохозяйственной эффективности нельзя найти экономически пра-
вильное решение любых задач выбора.
При решении задачи выбора необходимо исходить из важнейшего
указания Маркса о том, что в первой фазе коммунизма производители
будут совершать «свой обмен веществ с природой» с «наименьшей
затратой силы» [4]. Выбор экономически рационального размера до-
бычи нефти с каждого месторождения, в свою очередь, неотделим от
проблемы выбора рациональной системы разработки.
Глубоким заблуждением является мнение, что размер текущей до-
бычи нефти на месторождении обязательно должен быть максимальным,
безотносительно к тому, какой ценой этот максимум на месторождении
может быть достигнут. При этом предполагается, что максимум добычи
с отдельного месторождения обеспечивает общую максимальную добычу
нефти по стране.
Порочность этого мнения заключается в абстрактном рассмотрении
принципа максимальной добычи и в игнорировании неотделимого от
него принципа экономии. Забвение этого последнего или противопостав-
ление одного другому тем более недопустимо при решении рассматри-
ваемых задач, что результатом может явиться снижение общих темпов
развития отрасли '.
С первого взгляда может показаться парадоксальным утверждение,
что система разработки отдельного месторождения, дающая текущую
максимально возможную добычу нефти, может в определенных условиях
вызвать занижение общего размера добычи нефти в стране. Но на деле
это остается неоднократно подтверждаемым фактом. Он вызывается
тем обстоятельством, что система разработки, дающая максимально
возможную добычу нефти ценой бурения огромного количества сква-
жин2, тем самым задерживает разработку имеющихся в изобилии
новых нефтеносных площадей, связывая на месторождении с чрез-
вычайно плотной сеткой скважин значительный парк буровых станков.
При игнорировании принципа экономии невозможно определить
экономически рациональные темпы развития и объема текущей добычи
нефти на отдельном месторождении. Это и приводит в ряде случаев
к возникновению недопустимого противоречия между высокими темпами
разработки отдельного месторождения («любой ценой») и темпами рос-
та добычи нефти по стране.
1 Задача экономии здесь понимается в широком народнохозяйственном смысле
[1, 10, 18, 164], т. е. так, как она поставлена классиками марксизма-ленинизма для
социалистических условий развития.
2 Максимальная текущая добыча нефти на месторождении, как будет показана
ниже, достижима, строго говоря, при числе скважин в сетке разработки, прибли-
жающемся к бесконечности.
Проблема экономической эффективности разработки 225
Чтобы создать условия достижения общей наивысшей добычи нефти
из всей совокупности разрабатываемых и подлежащих разработке
месторождений в стране, необходимо определить рациональные размеры
добычи нефти на каждом отдельном месторождении, обеспечивающие
в конечном счете наибольшую народнохозяйственную эффективность.
В социалистических условиях задача экономии средств производст-
ва (выражаемых непосредственно или через издержки производства
в единице продукции) имеет особенно важное значение [4, 164].
Занимая в отношении основной цели — высоких темпов развития
социализма — подчиненное место, обеспечение всемерной экономии яв-
ляется вместе с тем необходимым условием успешного достижения этих
темпов.
«Действительная экономия — сбережение — состоит в сбережении
рабочего времени; (минимум (и сведение к минимуму) издержек произ-
водства); это сбережение тождественно с развитием производительной
силы ...» [2].
Чем экономически рациональней мы распределяем между отрасля-
ми и внутри отрасли наличные или перспективные ресурсы овещест-
вленного и живог отруда [6], зная, что и в перспективных построениях
они не могут быть безграничными по своим масштабам, — тем выше
социалистическое накопление, тем выше наши темпы [2, 14, 15, 18].
Для достижения этой задачи советская экономическая мысль нахо-
дит и непосредственно определяет (в определенных величинах) «связь
между количеством общественного рабочего времени, затрачиваемым на
производство определенного предмета, и размерами общественной по-
требности, подлежащей удовлетворению при помощи этого предмета» [3].
Применительно к экономике нефтяной промышленности СССР это
означает раскрытие связи между перспективными и текущими разме-
рами добычи нефти, необходимыми для покрытия общественной потреб-
ности, и количеством труда, живого и овеществленного, затрачиваемого
на разработку нефтяных месторождений '. Только на этой основе может
быть найдено рациональное решение экономических задач: установления
рациональных систем разработки нефтяных месторождений.
Вопросы размещения нефтедобывающей промышленности, тесно
связанные с проблемой разработки отдельных нефтяных месторождений,
решаются при этом на основе социалистических принципов размещения
промышленности СССР [16, 17, IS] с достижением в процессе производ-
ства и на транспорте «наименьшей потери труда» [11].
В свете изложенных положений следует определять и рентабель-
ность системы разработки отдельного нефтяного месторождения. «Рен-
табельность надо брать, — указывает товарищ Сталин, —с точки зрения
общенародного хозяйства в разрезе нескольких лет» [18].
§ 2. ЭКОНОМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ РЕШЕНИЯ ЗАДАЧ ВЫБОРА
СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ
1. Оценка текущей добычи нефти с залежи
Удовлетворение общественной потребности в нефти при максималь-
ной экономии средств производства — такова задача нефтедобывающей
отрасли. Как же решить ее, учитывая все особенности нефтяных место-
рождений и большое разнообразие условий их разработки?
1 И в этом ее коренное отличие от буржуазной экономической науки, в которой
принцип наименьших (оплачиваемых капиталистом) издержек производства рассмат-
ривается как средство конкуренции и подчинен цели извлечения максимальной при-
были*
226
Глава XVI
2500
О
Ш SflOn
Рассмотрим технологические особенности разработки нефтяных
месторождений, которые принимались во внимание при установлении
нами методов решения задач экономического обоснования и выбора
рациональных систем разработки.
Сначала рассмотрим вопрос в общем виде.
Гидродинамические исследования позволили установить основные
закономерности — зависимости между текущими размерами добычи
нефти, сроком разработки и числом скважин в системе разработки. Эти
закономерности получили многократные подтверждения в промысловой
практике.
Хотя эти зависимости численно сильно отличаются и не могут не
отличаться друг от друга для различных месторождений, все же все они
имеют некоторые общие черты, кото-
рые можно считать типичными, так
как характер кривых, выражающих
эти зависимости, имеет одну и ту же
тенденцию (фиг. 87). Поскольку такой
тип кривых характерен для любого
месторождения, рассмотрим подобные
характерные кривые с интересую-
щей нас точки зрения.
На фиг. 87 приводится зависи-
мость текущей добычи нефти (кри-
вая £Q от числа скважин (/г). С из-
менением числа скважин меняется те-
Фиг. 87. Характерные кривые зави- кущая нефтедобыча, т. е- меняются
симости суммарной суточной добычи Темп извлечения нефти, а следователь-
но, и срок разработки месторождения
(кривая i).
На фиг. 87 это означает измене-
ние HQ и t от числа скважин п.
Перечислим основные особенности
этих кривых.
1. Текущая добыча нефти SQ с месторождения не достигает своего
максимума ни при каком конечном числе скважин (п)\ кривая ZQ про-
должает возрастать при неограниченном увеличении числа скважин
в сетке разработки.
2. Максимально возможная текущая добыча -TQ в связи с возра-
стающим взаимодействием скважин достижима теоретически только при
числе скважин, приближающемся к бесконечности. При этом рост добы-
чи вследствие взаимодействия скважин идет по кривой, которая все
более выполаживается. При каком-то числе скважин система разра-
ботки практически не дает уже сколько-нибудь значительного прироста
текущей добычи, — кривая, как это видно на фиг. 87, идет почти парал-
лельно абсциссе. Соответственно также меняется и характер кривой сро-
ка разработки. Кривая t выполаживается при определенном числе сква-
жин. Иначе говоря, преимущества увеличения числа скважин на место-
рождении, если говорить о промышленном значении этого факта, на
каком-то уровне резко снижаются, а затем вовсе сходят на-нет (как
в отношении добычи нефти, так и с точки зрения времени разработки).
3. Заданная по плану добыча (скажем, 8000 т/сутки), которая была
бы вполне достижима, если бы рост добычи нефти находился в прямой
зависимости от роста числа скважин, т. е. если бы кривая 27Q шла по
диагонали фиг. 87, в действительности получена быть не может, сколько
бы мы ни бурили скважин на данном месторождении. Уровень добычи
чис-
(оп-
ределены гидродинамическим мето-
дом).
^—суммарная суточная добыча нефти, ml
Т — срок разработки, лет; п-—число
Проблема экономической эффективности разработки
227
нефти (8000 т), как это доказывается гидродинамическим расчетом
графически отображенным на фиг. 87, в этих условиях недостижим
из-за взаимодействия скважин.
Как же теперь, пользуясь этой или аналогичной закономерностью,
подойти к решению выбора рациональной доли участия месторождения
в покрытии общественной потребности в нефти? Каков должен быть
рациональный размер текущей добычи нефти по данному месторож-
дению?
1. Если бы рассматриваемое месторождение было единственным
в стране (гипотетический случай), то максимально целесообразный уро-
вень общей текущей добычи с месторождения должен был бы соответ-
ствовать покрытию потребности (достижению заданной добычи), а если
это невозможно по числовым значениям фиг. 87, то, во всяком случае,
такому приближению к этому покрытию, при котором каждая отдельная
скважина работала бы не ниже экономически целесообразного минимума
(т. е. не ниже минимального уровня добычи нефти, окупающего расходы
на труд и энергию при подъеме жидкости на поверхность) и при отсут-
СТЕИИ более рентабельного заменителя нефти (по качеству и издержкам).
Это и определило бы рациональное число скважин на месторождении.
2- При наличии нескольких месторождений в районе и большого
числа их в стране рациональный уровель добычи нефти с месторожде-
ния будет находиться где-то между максимальным уровнем добычи
(при бесконечном числе скважин) и минимальным уровнем, стремящим-
ся к нулю (при нулевом значении скважин).
Как же на фиг. 87 найти эту точку £Q, т. е. величину целесообраз-
ной добычи нефти на месторождении, а следовательно, и рационального
срока его разработки /, если диапазон возможного числа скважин на
нем чрезвычайно велик (от нуля до бесконечности). Кроме того эта
задача, естественно, осложняется необходимостью ввода в анализ фак-
торов, внешних для данного месторождения, а именно — влиянием раз-
работки большого числа других разнообразных по своим производствен-
ным возможностям месторождений.
Всестороннее исследование вопроса немыслимо без введения в ана-
лиз экономических факторов разработки.
Начнем с элементарного расчета прироста суммарной добычи на
месторождении от ввода каждой новой скважины при различном числе
скважин в сетке разработки.
Т аблица 4
Суммарная среднесуточная добыча нефти с месторождения*
величина ее прироста на скважину и срок разработки при
различном числе скважин1
50
100
200
300
400
500
2500
4344
5906
6656
7109
7266
t
47,0
27,0
20,0
17,5
16,5
15,8
AQ
( + )
36,9
15,6
7,5
4,5
1,6
At
(-)
20,0
7,0
2,5
1,0
0,7
1 Составлено по данным фиг. 87.
227
228 Глава XVI
Проанализируем данные фиг. 87 и табл. 4. При рассмотрении кри-
вых ZQ и t и особенно данных AQn и At ясно видно, что увеличение числа
скважин сверх 300 дает чрезвычайно малый практический результат
в смысле выигрыша во времени разработки. При 300 скважинах в сетке
разработки (17,5 года) выигрыш в сроке равен 2,5 года по сравнению
с вариантом в 200 скважин; при 400 скважинах разработка длится 16,5
года (или только на 1 год быстрее, чем при 300 скважинах); 500 сква-
жин дают эффект в сроке разработки, равный всего 0,7 года.
Аналогично можно рассчитать и среднесуточную добычу нефти {AQ)y
приходящуюся на скважину. Достаточно сказать, что в интервале от*
400 до 500 скважин прирост на одну новую скважину составляет толь-
ко 1,6 г на скважину.
Таково значение взаимовлияния скважин друг на друга, числовое
определение которого стало возможно благодаря применению методов
подземной гидродинамики.
Экономическое значение этих расчетов чрезвычайно велико. Неред-
ко стоимость бурения одной скважины доходит до весьма значительных
сумм, в то время как прирост добычи по месторождению, как мы пока-
зали выше, очень невелик (1,6 т).
Такая практика казалась бы экономически бессмысленной, но ино-
гда, как это ни странно с первого взгляда, она в действительности имеет
место. Это бывает в тех случаях, когда кажущийся эффект по
н а ч а л ь н о й добыче из данной новой скважины скрывает влияние
интерференции скважин на среднесуточный дебит с месторождения, па-
дающий в среднем на скважину после ввода в строй новой скважины.
В сознании промысловых работников следствие — весьма малый
действительный прирост на скважину в среднем (1,6 т) —-отрывается
от причины — ввода из бурения в эксплоатацию новой скважины, часто
с достаточно высокой начальной добычей.
Эти особенности имеют огромное практическое значение при опреде-
лении рациональной доли участия каждого месторождения в общей до-
быче нефти по району.
При наличии нескольких месторождений распределение скважин
может быть проведено с различной концентрацией их на месторож-
дениях.
В гл. XX изложен метод распределения скважин, обеспечивающий
максимальную народнохозяйственную эффективность разработки в це-
лом по району- Этот метод учитывает особенности кривых производи-
тельности разработки при росте числа скважин, отмеченные на фиг. 87
и в табл. 4.
При размещении п скважин на большом количестве месторождений
района общая годовая добыча нефти по району будет достигать во
много раз большего уровня, чем в случае размещения п скважин на
одном месторождении, продиктованном погоней за «максимальной» до-
бычей нефти с этого месторождения «любой ценой» и в отрыве от
геолого-технической и экономической оценки других месторождений
района. „
Ясно, что принцип «наибольшей добычи с месторождения» «люоои
ценой», т! е. ценой огромного числа скважин на нем, противоречит инте-
ресам развития отрасли, задерживая общие темпы роста добычи
нефти.
Между прочим, некоторое удлинение времени разработки данного
месторождения (против самого короткого срока, если бы он был воз-
можен при огромном числе скважин, теоретически стремящемся к бес-
конечности) с лихвой возмещается включением в разработку ряда
Проблема экономической эффективности разработки 229
месторождений, э к о н о ми ч е с к и отобранных в качестве первооче-
редных из общего числа месторождений.
В конечном счете в масштабе всей промышленности достигается
общая экономия рабочего и календарного времени. Здесь «труд —
в живой или овеществленной форме — становится свободным и может
быть употреблен как-либо иначе; расширяется возможность располагать
трудом». Освобождение труда «само по себе есть увеличение богат-
ства ... оно сберегает труд накопления» [5].
При этом экономия рабочего времени в смысле затрат живого и
овеществленного труда и экономия календарного времени в смысле
ускорения темпов обеспечивают наивысшую (из возможных вариан-
тов) совокупную добычу нефти при любом балансе средств производ-
ства. И это понятно: каждая единица средств производства в сред-
нем дает максимальный народнохозяйственный эффект.
2, Методы решения
Текущая добыча нефти при разработке отдельного нефтяного место-
рождения является, несомненно, важнейшим показателем экономиче-
ской оценки системы разработки.
Вместе с тем текущая добыча нефти с месторождения — пока-
затель, который не может сам по себе определить целесообразную
степень участия этого отдельного месторождения в общем балансе
разрабатываемых месторождений.
При наличии большого количества месторождений в стране,
с одной стороны, и при резком снижении эффективности разработки
при определенном числе скважин на месторождении в связи с их воз-
растающей с уплотнением сетки интерференцией — с другой, чрезвы-
чайно важно, чтобы имеющиеся в стране ресурсы труда и материаль-
ных средств производства, в частности парк буровых станков и экс-
плоатационное оборудование (включая его пополнение), использовались
на нефтяных площадях СССР экономически правильно, с возможной
наибольшей эффективностью.
Решение поставленной задачи базируется на всесторонней эконо-
мической оценке систем разработки данного месторождения, сопо-
ставляемых друг с другом своими экономическими показателями.
Рациональная система разработки, предусматривающая число
скважин, необходимое для обеспечения экономически целесообразного
размера текущей добычи нефти на месторождении (доли участия),
находится при помощи последовательного применения трех методов:
1 ) ме т о д а э к о н о м и ч е с к о г о р а й о н и р о в а н и я д о б ыч и
не фт и, характеризуемого двумя главными особенностями: а) выделе-
нием зон влияния нефтей различных месторождений, границы которых
обусловливаются минимальными народнохозяйственными издержками на
разработку и транспорт нефтей, и б) последующим распределением об-
щей заданной добычи нефти по стране между зонами в соответствии с
потребностью в нефти районов, входящих в состав каждой зоны;
2) ме т о д а « н а х о жд е н и я у с л о в н о г о ми н и му ма
фу н к ц и и н е с к о л ь к и х пе р е ме нных », дающего возможность
найти в общей заданной добыче нефти по зоне (согласно п. 1) рацио-
нальную долю участия каждого месторождения или пластов, слагаю-
щих данное месторождение (в случае его многопластовости), или
группы месторождений зоны (района), с минимальными внутризо-
нальными издержками производства или минимальными капитальными
вложениями на единицу продукции зоны;
230 Глава XVI
3) ме т о д а э к о н о м и ч е с к о г о п р о е к т и р о в а н и я си-
с т е м р а з р а б о т к и о т д е л ь н ых ме с т о р о жд е н и й, кото-
рый, кроме того что он обеспечивает применение изложенных в п. п. 1
и 2 методов исходным расчетным материалом, позволяет также оце-
нить сопоставляемые варианты разработки каждого данного место-
рождения с промыслово-экономической точки зрения и выбрать при
наличии определенных условий и отсутствии каких-либо ограничиваю-
щих внешних (для месторождения) факторов систему разработки
с наилучшими экономическими показателями в отношении производи-
тельности труда, эффективности капитальных вложений и себестои-
мости добычи нефти.
Методы определения рациональных схем размещения скважин,
объемов производства и систем разработки базируются на общем прин-
ципиальном требовании получить при решении задачи удовлетворения по-
требности в нефти общую экономию рабочего времени в общественном
производстве, достигнуть необходимых результатов с минимальными
народнохозяйственными издержками.
Для осуществления тесной связи экономического проектирования
систем разработки отдельных нефтяных месторождений (п. 3) с эко-
номическим районированием добычи нефти (п. 1) и разработан метод
внутризонального районирования добычи нефти (п. 2), который поз-
воляет определить наилучшее с точки зрения внутризональных издер-
жек размещение добычи нефти по месторождениям и пластам зоны,
что весьма важно для выбора рациональной системы разработки каж-
дого месторождения. Второй метод является связующим звеном между
первым и третьим методами.
При районировании добычи нефти мы находим наилучшие условия
с точки зрения народнохозяйственной эффективности, выделяя зоны по
принципу наименьших затрат на разработку и транспортировку, рассчи-
тывая добычу по принципу полного покрытия потребности развиваю-
щихся производительных сил по районам и в целом по стране.
Таким образом, в методику в качестве ведущего показателя вводит-
ся общественная потребность в нефти, выражаемая в государственных
планах развития народного хозяйства СССР.
При экономическом проектировании разработки отдельного место-
рождения, а также для выбора рациональной системы разработки по
методу внутризонального районирования также находим наилучшие
условия обеспечения народнохозяйственной эффективности, распределяя
добычу по месторождениям (а следовательно, и скважины между ними)
таким образом, чтобы в целом при большом количестве месторождений
в стране получить наибольшую общую добычу нефти «с наименьшей за-
тратой силы» [4]. При этом в конечном счете решается вопрос об эконо-
мически целесообразном числе скважин не только на месторождении, но
и по всей нефтяной промышленности, а также по районам страны.
Все остальные вопросы — капитальное строительство в районе зале-
гания месторождений, определение баланса рабочей силы, снабжение
оборудованием,, материалами и т. д. — находятся в прямой зависимости
от экономического решения перечисленных выше основных вопросов раз-
работки.
Вот почему обеспечение потребности в нефти при минимальных
народнохозяйственных издержках (на разработку и транспортирование
нефти) — по стране, по району или по месторождению — является неотъ-
емлемой особенностью рациональной системы разработки.
Г Л А В А XVII
ЭКОНОМИКА РАЗМЕЩЕНИЯ СКВАЖИН
§ 1. ПРЕДМЕТ И МЕТОД ИССЛЕДОВАНИЯ
Общие экономические требования, предъявляемые к рациональной
системе разработки нефтяного месторождения, были сформулированы
еще 14 лет назад [30] и в основных чертах до сих пор сохранили силу.
Однако до 1942 г. не только не были разработаны принципы и методы
экономического проектирования, оценки и выбора рациональных систем
разработки, но и не было сделано попытки исследовать непосредствен-
ную связь экономики промыслов с факторами, обусловленными системой
разработки, и в первую очередь — с проблемой размещения скважин. Это
обязало нас начать исследование именно с этого последнего пункта, без
чего вся дальнейшая работа была бы беспредметной. В связи с этим
определился и метод исследования.
Сначала мы рассматриваем процесс разработки отдельного место-
рождения, взятый «сам по себе», т. е. как непосредственный процесс
производства, причем на данной стадии исследования для удобства
анализа не рассматриваются факторы воздействия внешних (для
месторождения) обстоятельств.
Сравнение отдельных систем разработки должно быть проведено
на первой стадии «при прочих равных условиях», не зависящих от
систем разработки.
В действительности же в условиях социалистического развития
оценка и выбор рациональной системы разработки подчинены общим
народнохозяйственным задачам. Это и определило последующий ввод
в анализ всех основных факторов народнохозяйственного характера:
прослеживается их влияние на выбор очередности и темпов разра-
ботки нефтяных месторождений и на выбор системы разработки
отдельного месторождения.
При исследовании проблемы размещения скважин с такой народ-
нохозяйственной точки зрения становится понятным, что рассмотренные
вначале условия и факторы внутрипромыслового характера выступают
в действительности лишь в качестве «особых моментов». По мере ввода
в исследование осложняющих факторов народнохозяйственного значе-
ния мы приближаемся к общему решению задачи.
§ 2. НАПРАВЛЕНИЕ И ОБЪЕКТЫ АНАЛИЗА
Исследование промысловой экономики заключалось прежде всего
в классификации и группировке экономических факторов размещения
скважин, в нахождении связей и зависимостей между затратами труда,
232 Глава XVII
металла, капитальных вложений, себестоимостью и порядком разра-
ботки месторождения [подр. см. 175].
Изучение экономических факторов размещения скважин состояло
из исследования:
1) трудоемкости разработки при различном числе скважин на
месторождении и различном их расположении на структуре;
2) металлоемкости разработки, включая сюда расход металла на
обсадные и эксшюатационные трубы и нефтепроводные коммуникации
при различном расстоянии между скважинами;
3) капиталоемкости разработки, дающей представление обо всех
капитальных вложениях на строительство промыслового хозяйства при
различных системах разработки;
4) эксплоатационных затрат, получающих свое конечное выраже-
ние в себестоимости нефти, при различной мощности промыслового
хозяйства (по числу скважин) и различных системах разработки.
Эти четыре направления анализа дают представление об основных
зависимостях промыслово-экономических показателей от порядка раз-
мещения скважин и всесторонне охватывают проблему трудоемкости
разработки.
Принятое нами направление исследования позволило также кри-
тически оценить экономические работы американских исследователей,
подчеркивавших невозможность научного исследования экономики раз-
мещения скважин (Ноултон, 1940). Эти работы подтверждают несостоя-
тельность буржуазной экономической науки, полностью обслуживающей
интересы крупных капиталистических монополий (Джонс, 1940; Гар-
деску, 1940; Кларк, 1944 я др.) [175].
В основу нашего исследования экономики разработки нефтяного
месторождения были положены систематизированные данные производ-
ственной деятельности нефтяных промыслов и расчетно-нормативные
материалы, подготовленные автором настоящего раздела в Московском
нефтяном институте им. акад. И. М. Губкина (макеты промыслов, дифе-
ренцираванные по расстояниям между скважинами).
Объектами промыслово-экономического исследования явились 106
нефтяных промыслов Советского Союза, в том числе 64 промысла по
Баку, 10 — по Грозному, 2— по Дагестану, 11 —по Майкопу, 5 — по
Ишимбаю, 9 — по Казахстану, 2 — по Сызрани, 1 — по Туймазам, 1 —
по Прикамью и 1 — по Туркмении.
В основу анализа экономики разбуривания нефтяных площадей
было положено исследование данных 32 контор бурения, в том числе
10 контор бурения по Баку, 5 — по Грозному, 1 —по Дагестану, 3 — по
Майкопу, 1 —по Туймазам, 9 — по Казахстану, 1 — по Ишимбаю, 1 —
по Прикамью и 1 — по Сызрани.
§ 3. ТРУДОЕМКОСТЬ РАЗРАБОТКИ ПРИ РАЗЛИЧНОМ
РАЗМЕЩЕНИИ СКВАЖИН
1. Добыча нефти
В нефтедобывающей промышленности процесс производства за-
ключается в механическом извлечении нефти на поверхность. Роль
рабочего и мастера ограничивается установлением режима работы
скважины, наблюдением за ним, регулированием режима и ремонтом
подземного и наземного оборудования.
Другой особенностью добычи нефти является разнообразие ус-
ловий технологического порядка — условий добычи нефти по скважи-
нам. Даже при однородном способе эксплоатации скважины часто
Экономика размещения скважин
233
резко отличаются друг от друга, имея каждая свои, только ей прису-
щие режим работы, поведение и дебит. Это крайне затрудняет типиза-
цию рабочих мест в процессах добычи нефти, мешает классифициро-
вать и регламентировать основные процессы труда [175].
Вследствие отсутствия технического нормирования затрат рабочего
времени при различном размещении скважин нами были определены
затраты труда в зависимости от расстояний между скважинами и их
числа на промысле на основе экономического анализа деятельности
106 нефтяных промыслов за два года (1940 и 1941) - Анализ материа-
лов по труду показал, что рост количества скважин при уплотнении
сетки и при различном положении их на структуре по-разному влияет
на затраты труда.
Была выявлена общая тен-
денция, нарушить которую не
смогли отклонения местного по-
рядка, а именно, что затраты тру-
да рабочих, непосредственно за-
нятых на добыче нефти, в сред-
нем на скважину зависят от рас-
стояний между скважинами. Та-
3
г
1
Нил
т
йко<
Знк
mm
i
TUL
* J
Я
ып
а
TiYua
itfUnt
Ы
• „*•
При
кат
<**
Т „
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
приходящейся на скважину.
Р — рабочих на одну скважину;
F — гектар на одну скважину.
кие квалификации рабочих, как
рабочие бригад по добыче нефти,
бригад подземного ремонта, ра-
бочие подготовительных бригад, фиг. 88. Зависимость затрат труда непо-
замерщики, слесари, связанные с <федственно занятых в добыче рабочих на
Л Л Л Т „ „ Т ' v * одну скважину от свободной площади,
обслуживанием промысловых
коммуникаций, — затрачивают на
скважину тем меньше труда» чем
ближе находятся они друг от
друга, т. е. при более плотных сетках скважин. В этом сказывается пре-
имущество концентрации производства на меньшей площади. Ясно, что
при более близких расстояниях между скважинами сокращается время
обхода скважин и бригада по добыче может наблюдать и обслуживать
большее количество скважин, чем при редких сетках. Это дает ощути-
тельную экономию в затратах труда. Графически эта зависимость вы-
ражена в виде кривой на фиг. 88 !, которая построена (в связи с отсут-
ствием такого промысла, на котором были бы представлены все практи-
куемые расстояния) на материалах основных промыслов Союза.
Геолого-технические различия по районам (глубина, мощность
коллектора, повышенный вынос песка и т. д.), а также способ эксплоа-
тации производства в определении затрат труда непосредственно заня-
тых в добыче нефти рабочих играют значительно меньшую роль, чем
расстояния между скважинами. Причины этой особенности баланса ра-
бочего времени следующие:
1) ^добыча нефти повседневно осуществляется без применении
рабочей силы, и основная масса скважин при всех способах экешюа-
тации в это время подвергается ежедневному наблюдению со стороны
бригад по добыче нефти, с затратой значительного времени на обход
скважины (75—85% времени), что связано с числом скважин в сетке
и с расстояниями между ними:
2) большой уд. вес в балансе рабочего времени занимают надзор
1 В подготовке расчетного материала к фигурам данной главы принимала учас-
тие Л. Ф. Митягина.
234
Глава XVII
за работой наземного оборудования и коммуникаций и ремонт его, что
также обусловлено числом скважин и их расположением;
3) подземный ремонт охватывает только 20—15% фонда скважин,
а бригады подземного ремонта составляют около 20% непосредственно
занятых в добыче рабочих (по отчетным материалам промыслов за
1940—1941 гг.).
В балансе рабочего времени подземного ремонта значительная
часть времени затрачивается на подготовку рабочего места, унифици-
рованного техническим нормированием.
г»
О W2O3OU0 SO 60 708090 W01ID1201301UQWW017nW№Z00
Сквоэкмн на прамЬюяв
Фиг. 89. Зависимость затрат труда на одну скважину от
числа скважин на промысле.
Рс — административно-технический персонал и служащие; Рв —вспо-
могательные рабочие.
Отсюда понятно, что экономия времени из-за различия глубин по
нефтеносным районам имеет в общем балансе рабочего времени отно-
ительно небольшой уд. вес.
Приведенные аргументы не исключают необходимости
— дальнейшего углубления исследования с учетом геолого-техниче-
ских различий между районами 1;
— проведения хронометражных работ и технического нормирова-
ния трудовых процессов в зависимости от порядка размещения скважин.
Этим не ограничиваются затраты труда в добыче нефти. Целый ряд
категорий рабочих (вспомогательные рабочие), а также инженерно-
технический и административный персонал промыслового хозяйства об-
служивают скважины, не будучи непосредственно закреплены за опре-
деленным числом скважин или за каким-либо промысловым участком.
Эти категории работников обслуживают весь промысел в целом, и их
1 См. гл. XXII, .Влияние отдельных факторов разработки на выбор системы
разработки'.
Экономика размещения скважин 235
численность зависит от технической оснащенности промысла (например,
рабочие механической мастерской, насосных станций и т. п.).
В связи с тем, что численность инженерно-технического персонала
и вспомогательных рабочих на промыслах зависит не столько от рас-
стояний между скважинами, сколько от размера или мощности промыс-
ла (по числу скважин на нем), нами была определена по всем промыс-
лам Союза зависимость затрат труда инженерно-технического и админи-
стративного персонала, а также труда вспомогательных рабочих на
скважину от числа скважин на промысле (по данным 1940—1941 гг.).
Естественно, что чем больше скважин на промысле, тем экономнее
распределяется все подсобное хозяйство. Не меньшая экономия при этом
достигается на инженерно-техническом и управленческом персонале.
По мере укрупнения промыслового хозяйства, с ростом числа сква-
жин на промысле, проявляются преимущества такого роста в экономии
труда работников этих категорий. Отсюда понятно, что численность
работников этих категорий растет медленнее, чем возрастает количество
скважин. Затраты труда подсобных рабочих (например, рабочих
электроцехов, ремонтно-монтажных бригад, механической мастерской),
а также инженерно-технического персонала промыслов, обслуживаю-
щего весь промысел в целом, в большей степени зависят от размера
или мощности промысла (по числу скважин на нем), чем от расстояний
между скважинами. Зависимость затрат труда вспомогательных рабочих
и инженерно-технического персонала в среднем на скважину от числа
скважин на промысле выражена графически на фиг. 89, из которой
видно, что при большом числе скважин на промысле, что обычно связы-
вается с более плотной сеткой скважин, затраты труда этих категорий
работников на скважину ниже, чем при малом числе скважин.
2. Бурение скважин
Разбуривание месторождения, являющееся процессом капитального
строительства (сооружение скважин), поглощает тем более труда, чем
большее количество скважин бурится при той или иной сетке.
По общим затратам труда бурение ставится нами в прямую зави-
симость от числа скважин, закладываемых для полной разработки
пласта (площади) по той или иной сетке, а по текущим затратам
труда — от числа одновременно бурящихся скважин, т. е. от темпа раз-
работки [175].
Достигнутый уровень технического нормирования позволяет опре-
делить текущие затраты труда в основных процессах, проводимых в кон-
торе бурения. Такая совокупность операций, как бурение скважины,
монтаж всех наземных сооружений, схвачена нормированием с достаточ-
ной полнотой. Нормированы также операции в некоторых подсобных
организациях (глинозавод, механические мастерские). Но все же мно-
гие работы в конторах бурения не охвачены нормированием. Кроме того
еще не обобщены работы по определению численности рабочих и служа-
щих в конторах бурения на основе технического нормирования в зави-
симости от размера предприятия, от количества действующих станков.
Влияние расстояний между скважинами на величину затрат труда
буровых рабочих можно определить посредством установления зависи-
мости затрат рабочей силы от мощности буровой организации, которая
Еыражается числом буровых станков в работе.
Зная мощность бурового хозяйства, осуществляющего разбуривание
месторождения (сразу или очередями скважин), можно учесть влияние
объема работ, т. е. количества станков в одновременной работе, на за-
траты труда на один станок и на строительство одной скважины.
236
Глава XVII
Нами на основании анализа данных 32 контор бурения за
1940—1941 гг. были построены зависимости затрат труда в бурении при
различной мощности контор бурения — по числу одновременно рабо-
тающих станков (фиг. 90).
30
о
6 10 15 20 25
Станков в работе (ввод)
Фиг. 90. Зависимость затрат труда рабочих на станок
от числа работающих станков в конторе бурения:
1 — по Баку; 2— по Грозному» Майкопу> Туймазам; 3— по от-
fl районам.
Фиг. 90 показывает: а) весьма тесную связь точек со своими кри-
выми; б) ясно выраженное снижение числа рабочих на один станок
с увеличением числа станков в работе, причем кривая снижения стано-
вится все более пологой, особенно с увеличением числа станков в рабо-
те свыше 15.
Здесь сказывается та экономия
на подсобном труде, которая обус-
ловливается укрупнением производ-
ства (как это имело место и при
увеличении мощности промысла).
На фиг. 90 изображены три кри-
вые (/, 2, 3), определяющие группи-
ровку районов по выявленной зави-
симости затрат труда на станок от
числа буровых станков в работе.
Оказалось, что специфика бурения
в основных районах сказывается
на характере кривых, общее направ-
ление которых выдерживается пол-
ностью.
На фиг. 91, где приведены те же
зависимости, определенные с учетом
инженерно-технического и управлен-
ческого персонала, т. е. по всем видам затрат труда в бурении, также
даются эти три кривые. Первая кривая (на обеих фигурах) составлена
исключительно по данным контор бурения Бакинского района.
Все точки, относящиеся к данному району, укладываются очень
четко в характерную кривую повышенного расхода рабочей силы по
Баку сравнительно с другими районными кривыми, что связывается
с условиями бурения и его организации (глубины, комплексность буро-
вого хозяйства).
Вторая кривая объединяет точки, относящиеся к Майкопу, Туймазам
и Грозному. Эта группа районов отличается от бакинской по уровню
Фиг. 91. Зависимость затрат труда ра-
ботников на станок от числа работаю-
щих станков в конторе бурения:
Чел. — трудящихся на один станок;
7— по Баку; 2—по Грозному, Майкопу»
Туймазам; 3— по отдаленным районам.
Экономика размещения скважин 237
затрат труда в бурении. Для одинаковых по мощности контор бурения
расход рабочей силы ниже по этой кривой, чем по бакинской (см.
фиг. 90, кривые 1,2).
И, наконец, третья кривая охватывает данные по отдаленным райо-
нам: Казахстан, Нефтечала, Сиазань, Кергез (см. фиг. 90, кривая 5),
где при значительно меньшем числе работающих станков в одном тер-
риториальном пункте расход рабочей силы на станок невысок, что
объясняется иной организационной структурой и, в частности, неком-
плексностью бурового хозяйства.
§ 4. КАПИТАЛОЕМКОСТЬ РАЗРАБОТКИ
ПРИ РАЗЛИЧНОМ РАЗМЕЩЕНИИ СКВАЖИН
Основной недостаток опубликованных работ по вопросам размеще-
ния скважин заключался в том, что капитальные вложения, как и дру-
гие экономические показатели в них, не рассчитываются в зависимости
от расстояний между скважинами, а определяются неизменными на одну
скважину (или на единицу площади) при всех случаях размещения
скважин.
Для того чтобы избежать искажения общей картины эффективности,
необходим иной путь исследования. Мы попытались создать типовые ма-
кеты промыслов, приняв в различных вариантах разные расстояния ме-
жду скважинами и разное число скважин на площади. В отличие от
проекта макет промысла упрощен и типизируется нами в зависимости
от порядка размещения скважин по числу скважин на площади и рас-
стояний между ними [175].
Макет промысла' состоит из тех же объектов строительства, что и
проект промыслового хозяйства, но определенных по схемам разработки
месторождения, принимая за исходный элемент расчета макета группу
скважин, типично расположенных относительно друг друга. Эти макеты
дают представление о зависимости поверхностного бурового и промыс-
лового хозяйства от порядка размещения скважин. В макеты вошли
основные объекты промыслового строительства, мощность, размеры и
стоимость которых определяются порядком размещения скважин (сква-
жины, перекачка и хранение нефти, энергохозяйство, дороги, транспорт,
подсобное хозяйство промысла, механическая мастерская и т. д.)-
Построенные макеты отображают не только расстояния между
скважинами, но и темп их ввода в эксплоатацию. Стоимость их, приве-
денная на тонну добываемой нефти (капиталовложения на тонну), дает
представление об эффективности размещения скважин (с точки зрения
капитальных вложений). Другими словами, определяется капиталоем-
кость разработки в части наземных сооружений и оборудования.
Кратко остановимся на особенностях расчета одного макета.
Все промысловое хозяйство, располагаемое на месторождении (или
при значительных размерах нефтеносной площади на части его), делится
на определенное количество промыслов в зависимости от числа скважин
и расстояний между ними. Затем внутри каждого промысла определя-
ется элемент макета, состоящий из типовой группы скважин с опре-
деленными расстояниями между ними, включенной при помощи выкид-
ных линий и нефтепровода в групповую сборную установку, в которую
входят мерник и вакуумный трап.
1 В подготовке макетов промыслов приняли участие Б. Л. Абезгауз и
В. Б. Ястремская.
238 Глава XVII
В элемент макета промысла входит также строительство группового
сборника, соединяющего посредством сети нефтепроводов, по которой
нефть идет самотеком, и магистрального коллектора несколько группо-
вых установок в одну сборную систему. При этих групповых сборниках
предусматривается насосная станция определенной мощности, обеспечи-
вающая перекачку нефти из группового сборника по нефтепроводу
в промысловые резервуары, количество которых определяется числом
промыслов, а мощность—двухсуточным запасом нефти- Отбор газа
предусматривает сооружение газопроводной сети, которая направляет
газ в газовую вакуум-линию.
Описываемый элемент макета, состоящий из определенного числа
скважин, оборудования их, групповых установок и сборника, соответст-
венно соединенных линиями трубопроводов, является исходной точкой
дальнейшего расчета строительства промыслового хозяйства.
В зависимости от числа скважин и расстояний определяется
материально-техническая часть и подсчитывается ее стоимость, вычисля-
ются капитальные вложения и затраты металла в закрытую эксплоата-
цию при различном размещении скважин на месторождении. Кроме того
для макета производится расчет электроустановок и электрораспреде-
лительной сети на промыслах, определяется количество (и стоимость)
подстанций, будок, распределение их по территории, проведение линий
электропередачи и т. п. Наконец, определяются объем и стоимость
строительства промысловых дорог, причем учитываются особенности
топографии и расположение скважин по принятой сетке.
Остается рассчитать важнейшую часть макета промыслов — строи-
тельство скважин и их эксплоатационного оборудования.
Для подсчета капитальных вложений в буровые скважины в каче-
стве исходного материала служат технический проект и смета на строи-
тельство типовых (для данного месторождения) скважин, принципы
построения которых достаточно освещены в печати [171, 172, 178].
К найденной стоимости бурения скважин следует прибавить стои-
мость эксплоатационного оборудования скважин, включая стоимость
монтажа. При глубоконасосной эксшюатации сюда входят затраты на
монтаж станка-качалки, двигателя, включая и строительство фундамен-
тов, сарая, монтаж треноги, эксплоатационные насосные трубы, штанги,
а также затраты по прокладке к скважинам трубопроводов и высоко-
вольтной линии.
При наличии компрессорной эксплоатации или закачке газа в пласт
должна быть отдельно рассчитана стоимость компрессорных станций со
всеми воздухо-газопроводами, идущими к компрессорным или инжек-
ционным скважинам. В случае закачки воды в пласт определяется стои-
мость всех установок по забору, очистке и нагнетанию воды. Стоимость
самих инжекционных скважин в данном случае присоединяется к затра-
там на бурение.
В дальнейшем исследовании экономической эффективности различ-
ных методов поддержания и восстановления пластовых давлений нами
помимо общих принципов оценки рациональности их применения будет
определена зависимость затрат на процессы нагнетания от различного
числа скважин и их размещения на месторождении, что является необ-
ходимым условием для выбора рациональной системы нагнетания воды
или газа (воздуха) в пласт.
После всех вышеперечисленных расчетов выявляются общий раз-
мер макета промысла определенной мощности и сумма капитальных
вложений на его сооружение. К этой сумме необходимо добавить
затраты на транспорт. Транспортные средства промысла проектируются
Экономика размещения скважин 239
на основе подсчета пробега грузов по территории промысла с учетом
территории и рельефа, количества бурящихся единиц, фонда эксплоа-
тационных скважин, особенностей их расположения и коэфициента
использования парка машин и гужтранспорта (профилактический
осмотр, ремонт). Точно так же рассчитывается количество тракторов-
подъемников, с той только разницей, что принимается зо внимание
дополнительный момент — число планово-предупредительных ремонтов
скважин (коэфициент эксплоатации фонда скважин). К стоимости
макета промысла присоединяется стоимость его механической ремонт-
ной мастерской, мощность которой по численности рабочих и числу
станков определяется с учетом особенностей техники эксплоатации и
поведения скважин (газ, песок, количество и качество нефти и т. п).
§ 5. МЕТАЛЛОЕМКОСТЬ РАЗРАБОТКИ
ПРИ РАЗЛИЧНОМ РАЗМЕЩЕНИИ СКВАЖИН
Металлоемкость разработки — один из важнейших экономических
факторов разработки. Значительный расход металла (главным образом
труб) заставляет часто рассматривать разработку месторождения
с точки зрения возможной экономии металла.
Если в части бурения скважин в основном стремятся к всемер-
ному упрощению конструкций скважин, а в отношении добычи нефти
в ряде случаев к совместной эксплоатации двух горизонтов одной
скважиной или к возврату на вышезалегающие горизонты, то в обла-
сти разработки площадей значительная экономия может итти за счет
сокращения числа скважин путем увеличения расстояний между ними.
Здесь эффект заключается в сокращении на промыслах расхода обсад-
ных, эксплоатационных труб и штанг, а также в уменьшении нефтепро-
водной сети, расхода металла на эксплоатационное оборудование и
сбор нефти.
При составлении макета промыслов (§ 4) мы исходили из прин-
ципа наиболее экономного расходования металла, избегая нерацио-
нальных коммуникаций в отдельных звеньях предусматриваемой нами
закрытой эксплоатации скважин.
Каждый макет промысла, отличающийся порядком размещения и
числом скважин, рассчитывался также и по затратам металла. При
этом отдельно проводился подсчет выкидных труб, нефтепроводов,
газопроводов, вакуум-линий и т. д. Зная их размер (диаметры), про-
тяженность и вес единицы, легко определить общий вес всех средств
коммуникаций-
После этого расчетом было охвачено эксплоатационное наземное
оборудование — мерники, промысловые резервуары, вакуумные трапы,
насосное хозяйство промысла.
Совершенно самостоятельно, на основе технического проекта буре-
ния скважин определялся расход труб в скважинах. В зависимости от
конструкций скважины определялись длина и вес обсадных и эксплоа-
тационных труб, штанг, а также вес всего оборудования устья сква-
жнны.
§ 6. ЗАТРАТЫ НА ЭКСПЛОАТАЦИЮ МЕСТОРОЖДЕНИЯ
ПРИ РАЗЛИЧНОМ РАЗМЕЩЕНИИ СКВАЖИН
Эксплоатационные затраты на промыслах в основном складыва-
ются из текущих затрат на эксплоатацию и амортизационных отчис-
лений. Доля амортизации скважин тем более значительна в общей
себестоимости нефти, чем сложнее и дороже бурение. Эксплоатацион-
240
Глава XVII
ные расходы в добыче нефти увеличиваются главным образом за
счет роста числа скважин в сетке разработки [175].
Для того чтобы найти зависимость эксплоатационных затрат от
расстояний между скважинами и их числа на промысле, мы применили
метод определения эксплоатационных расходов в среднем на сква-
жину, базирующийся на исследовании структуры промысловой себе-
$ стоимости нефти по всем основным нефтяным
районам Союза за 1939—1941 гг. (фиг. 92).
^ а к видно из фигуры, районы резко отличают-
ся друг от друга прежде всего по сумме, па-
дающей на амортизацию скважин, что объяс-
няется определенными условиями бурения и
находит свое конечное выражение в себестои-
C0I3P- мости буровых работ. Поэтому нами из всех
затрат на эксплоатацию при дальнейшем
анализе была исключена амортизация сква-
жин.
/
\
«
?г,
2
to
2
Ишимбап
ф tto Ш w Ш
w
20
,10
SO W 70 ВО
ВО
Фиг. 92. Структура эксплоатационных затрат на одну скважину в год в зависимости
от числа скважин на промысле (1939—1941 гг.).
Э3 — эксплоатацнонные затраты ца одну скважину в год.
п — число скважин на одном промысле.
Се т к а с к в а жи и:
I — плотная (1,25 га); II—средняя (3,5 га); III — редкая (5 го);
/ — амортизация скважин; 2 — коммерческие затраты; 3 — энергия всех видов; 4 — общепро-
мысповые и цеховые затраты; А — средняя промысловых затрат; /—//—/// — все затраты, ис-
ключая амортизацию.
Другое отличие, также отражающее специфику каждого района,
заключается в различных видах и количествах потребляемой энергии
в зависимости от способа эксплоатации (электроэнергия, сжатый воз-
дух, газ). Затраты энергии всех видов, включая расход рабочего
агента при компрессорной добыче (см. фиг. 92), составляют от 5 до
15% всех затрат. Между прочим, это обстоятельство (5—15% затрат
на энергию в издержках производства) позволяет решать экономиче-
скую задачу проектирования разработки, не выделяя в расчетах себе-
стоимости тонны нефти издержки, непосредственно вызываемые спо-
собом эксплоатации, переводом скважин с одного способа эксплоатации
на другой и т. д.
Экономика размещения скважин 241
Таким образом, анализ затрат на энергию показал, что они колеб-
лются в незначительных пределах и занимают по отношению ко всем
затратам на обслуживание сравнительно небольшой уд. вес. Поэтому
при анализе структуры издержек 1939—1941 гг. оказалось возмож-
ным не исключать стоимость энергии из общей суммы промысловых
расходов-
Здесь следует оговорить следующее обстоятельство. Выбор способа
добычи нефти и смена его в значительной степени предрешаются при-
нятой системой разработки. Эта зависимость способа эксплоатации от
принятой системы разработки ярко выявляется, например, при разре-
жении сеток скважин на площади, когда с увеличением запаса, прихо-
дящегося в среднем на скважину, удлиняется в определенных природ-
ных условиях фонтанный период эксплоатации скважин. Преобладание
же фонтанного способа эксплоатации позволяет отобрать большую
часть промышленного запаса без дополнительных капиталовложений
на сооружение компрессорных станций или глубоконасосных установок
•и с более низкими издержками производства, чем это имело бы место
при механизированной добыче нефти.
При иной системе разработки, характеризуемой большим уплотне-
нием сетки скважин в связи со значительной интерференцией скважин,
близко расположенных друг от друга, переход на механизированные
способы добычи осуществляется тем быстрее и тем большая доля про-
мышленного запаса нефти будет отобрана механизированным спосо-
бом, чем плотнее (при прочих равных условиях) расставлены сква-
жины. Несомненно, выявление преимуществ систем разработки (при
окончательном выборе) в свете различной эффективности способов
эксплоатации — по издержкам производства или по единовременным
капитальным вложениям — должно быть определено с исчерпываю-
щей полнотой.
Вернемся к нашему анализу.
Промысловые затраты (без амортизации скважин), связанные
с обслуживанием одной скважины в год, были нами поставлены
в зависимость от количества скважин на одном промысле и от рас-
стояний между скважинами. Графически эта зависимость выражена
на фиг. 93, наглядно фиксирующей снижение эксплоатационных
затрат на скважину при росте числа скважин на промысле, причем
более редкие сетки скважин (5 га на скважину) при том же количе-
стве скважин на промысле характеризуются большими эксплоатацион-
ньтми затратами на скважину, чем плотные сетки. Экономия здесь
достигается по линии общепромысловых и цеховых расходов. В этом
сказывается преимущество концентрации производства на более мощ-
ных промыслах (по числу скважин).
Кривые на фиг. 93 показывают зависимость эксплоатационных
затрат на скважину от числа скважин при различном их размещении.
Чем больше скважин на промысле, тем меньше затраты на обслужива-
ние. Чем больше площадь промысла, в связи с большой свободной
площадью, приходящейся на одну скважину, тем выше эксплоатацион-
ные затраты на скважину при неизменном числе скважин на промысле
(см. кривые /, //, /// на фиг. 93).
Данными фиг. 93 можно пользоваться для экономического проек-
тирования разработки при различном размещении скважин. Зная раз-
мер промысла по числу скважин при данных расстояниях между сква-
жинами и зависимость эксплоатационных расходов от числа скважин
на одном промысле, легко найти (пс фиг. 93) расходы на эксплоатацию
одной скважины в год при различном размещении скважин.
242
Глава XVII
Поскольку при построении кривых фиг. 93 была исключена стои-
мость амортизации скважин, в последующих расчетах эксплоатацион-
ных затрат следует присоединить к найденным соответствующим про-
мысловым затратам на эксплоатацию одной скважины в год амортиза-
цию скважин, исходя из стоимости бурения в конкретных условиях дан-
ного района, фактического срока жизни скважин или принятых норм
амортизации. После этого, зная добычу нефти за это время, легко опре-
делить промысловую себестоимость нефти по каждому варианту разра-
ботки.
5
3,5
1.
га
25
—,
Сызра
й
чмазы
t:
• А
"' »• * —«Г"
tQUHOn
т
А
§
^ ^,
WUMOOU
L^Jj j
UMDQ •
За
-
I
IDL
tut
с ^ ^
1ПНН
—ч
У
/
«
ье
-
w
Г
1
разный
/6"
32 36 4044 50 BO 70 80 90100 120 M
Фиг. 93. Расходы на эксплоатацию одной скважины в год в зави-
симости от числа скважин на промысле и расстояний между сква-
жинами.
ЭБ —эксплоатационные расходы на одну скважину в год.
п — число скважин на одном промысле.
/ — при свободной площади на скважину Б га; 11—то же при 3,6 га',
III—то же при 1,26 га,
В свете наших исследований интересно отметить, что американские
авторы не смогли подойти к решению аналогичных вопросов. Так,
Ноултон (1940 г.) говорит о том, что «невозможно подсчитать увеличе-
ние эксшгоатационных расходов, вызываемых излишним бурением,
но оно, безусловно, составляет весьма крупную сумму» !.
Большую ошибку делает Джонс (1940 г.), который пользуется при
всех вариантах размещения скважин постоянной величиной эксшюа-
тационных затрат на скважину (1800 долларов), несмотря на то, что
простое увеличение числа скважин в сетке позволяет снизить эти
затраты на скважину за счет, скажем, общепромысловых затрат и
различных накладных расходов, падающих на одну скважину2.
Таковы в общих чертах результаты исследования экономики раз-
мещения скважин.
1 „Oil WeeKly*. vol. 98, № 1, pp. 15 — 18, 1940.
8 „Oil Weekly", vol. 98, № 1, p. 28, 1940.
ГЛАВА XVIII
МЕТОДЫ ЭКОНОМИЧЕСКОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ
§ I. ЗАДАЧИ И ПОКАЗАТЕЛИ ЭКОНОМИЧЕСКОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ
Рассмотрим сначала проблему с промыслово-экономической точки
зрения.
Выбор рационального размещения скважин базируется на техно-
логических расчетах различных систем разработки, подготовленных яа
материалах промысловой геологии методами нефтяной подземной гид-
родинамики.
Обратимся к методике решения этой задачи.
Гидродинамическое проектирование (часть комплексного метода)
определяет сроки разработки пластов и размеры добычи при различ-
ном числе скважин и расположении их на структуре (см. гл. VI—XIV).
Экономическое проектирование рационального размещения сква-
жин (часть комплексного метода) проводится на основе найденных
в предшествующем исследовании (см. гл. XVII, §§ 3—6) экономических
зависимостей1, с одной стороны» а также гидродинамических расчетов
сроков разработки и размера добычи нефти по этапам вариантов разра-
ботки — с другой. Экономическое проектирование разработки исходит
из теоретических положений, развитых в гл. XVI, и базируется на уста-
новленном нами критерии и методе определения экономической эффек-
тивности-
Перейдем к характеристике показателей, которыми следует поль-
зоваться при экономическим проектировании. В предыдущем изложе-
нии (§§ 3—6) мы говорили о трудоемкости, металлоемкости, капита-
лоемкости разработки и об эксшюатационных затратах на обслужи-
вание процесса добычи нефти из скважин. Поскольку это вызывалось
ходом анализа» речь шла, таким образом, только о количественных
величинах.
В свою очередь, количества затрат труда, металла и т. п. на раз-
работку или на единицу основных средств производства (на скважину)
зависят от целого ряда качественных условий — техники, организации
производства и труда, квалификации рабочих, природных условий
1 Все найденные нами зависимости должны систематически пересматриваться,
уточняться с развитием техники, пока уровень технического нормирования не поз-
волит при проектировании размещения скважин целиком перейти на нормы затрат,
диференцированные по расстояниям между скважинами.
244 Глава XVIII
и т. п. Эти качественные факторы, рассматриваемые нами в общем
как равные для всех систем разработки д а н н о г о месторождения,
диференцировались только под влиянием специфических условий каж-
дой системы разработки (расстояние, число скважин, темп разра-
ботки). С другой стороны, количественные показатели вложений
(например, затраты рабочей силы на скважину в год) не могут сами
по себе дать представления об их эффективности.
Конечная эффективность этих вложений выясняется после под-
счета производственной мощности разработки — добычи нефти по
годам, сроков разработки — и определения на ее основе и на основе
анализа экономики размещения скважин, уровней основных качествен-
ных показателей;
1) производительности труда рабочих (работников) бурения;
2) производительности труда рабочих (работников) добычи нефти;
3) затрат металла на тонну нефти (в т или в кг);
4) капиталовложений на тонну нефти (в руб.);
5) себестоимости нефти (коммерческой, промысловой).
В ряде случаев при сравнении различных систем разработки
месторождения наблюдается повышение или понижение уровня произ-
водительности труда, в то время как показатель эффективности капи-
тальных вложений дает иную динамику. Иногда с переходом на боль-
шие расстояния между скважинами один показатель ухудшается, дру-
гой улучшается, третий остается стабильным и т. д. Это затрудняет
как анализ, так и решение задач выбора рациональной системы раз-
работки.
При расчете общих затрат труда и производительности труда
можно рекомендовать метод, изложенный в работе акад. С. Г. Стру-
милина — «Развитие черной металлургии СССР» [188].
Этот метод, примененный нами в исследовании, опубликованном
в 1938 г. [170], заключается в объединении всех затрат труда, живого и
прошлого (овеществленного), выраженных не в денежной форме,
а в натуральных затратах — в человеко-часах на единицу конечной
продукции (тонны нефти).
§ 2. УСЛОВИЯ ЭКОНОМИЧЕСКОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ
Природа экономических показателей, характеризующих вложения
труда, металла и прочих средств в разработку, такова, что на их
уровне сказывается не только принимаемый п о р я д о к р а з ме ще -
ния с к в а жи н (во времени и пространстве), но и вся совокуп-
ность технических и производственных условий-
Ограничивая себя строгими рамками и желая установить влияние
на экономику промыслов только размещения скважин (расстояния,
темп ввода, очередность), мы должны нейтрализовать влияние на эко-
номические показатели всех прочих факторов, кроме тех, которые
включаются в понятие системы разработки или непосредственно зави-
сят от нее. Здесь необходимо учитывать лишь те изменения в органи-
зации производства и в техническом вооружении промысла, которые
непосредственно связаны с увеличением или сокращением общего,
одновременно действующего числа скважин на промысле (на пло-
щади).
При сравнении различных систем разработки одного и того же
месторождения было бы нелепо ставить сравниваемые системы в раз-
ные условия, не зависящие от самих систем разработки. Сама по себе
оценка требует, чтобы системы разработки сопоставлялись, скажем.
Методы экономического проектирования 245
при одинаковых условиях техники бурения, методов вскрытия пласта;
уровень квалификации и организации труда в части, не связанной
с системой разработки, на определенной стадии исследования должен
быть одинаковым и т. д.
С другой стороны, на уровень капитальных затрат и себестоимость
могут влиять динамика цен и норм, действующих в обслуживающих
нефтедобывающую промышленность производствах (например, цены
на трубы, цемент для бурения, лес и т. п.)- Со временем (с ростом
скоростей) может также меняться и стоимость бурения.
В интересах экономического анализа преимуществ или недостат-
ков тех или иных расстояний между скважинами мы должны брать
неизменными цены и нормы и во всех сопоставлениях исходить из
одинаковых условий: например, считать затраты на строительство про-
мысла в ценах и нормах 1936 г., которые действовали в последний
предвоенный год (1940/1941). Только в этом случае мы сможем уста-
новить, насколько возрастают или уменьшаются производительность
труда, эффективность капитальных вложений на тонну нефти и себе-
стоимость нефти при уменьшении или увеличении расстояний между
скважинами.
Несомненно, и внешние (для месторождения) условия не должны
при анализе и сопоставлении систем разработки (с точки зрения про-
мыслово-экономических последствий и преимуществ той или иной
системы) вводиться в исследование преждевременно, иначе одна
система разработки в силу какого-либо лимитирующего народнохозяй-
ственного фактора (или условия) попадет либо в лучшее, либо в худшее
положение по сравнению с другой системой. Ясно, что эти обстоятель-
ства должны быть также элиминированы ка первой стадии исследо-
вания.
В качестве условия для расчета следует принять весь срок разра-
ботки. Целесообразность экономической оценки системы разработки
за весь период разработки месторождения вытекает из особенностей
социалистической экономики [18],
§ 3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОБЪЕМА ПРОИЗВОДСТВА НА ПРОМЫСЛЕ
1. Ск в а жи н ы
Установление систем разработки месторождения в экономической
части должно начаться с определения объема производства в зависи-
мости от размещения скважин.
Представление об объеме производства на нефтяном промысле мо-
жет дать количество основных средств производства, занятых в процессе
добычи нефти, в первую очередь число скважин, введенных из бурения
з эксшюатацию и находящихся в фонде действующих скважин.
Объем производства может быть также выражен не только в какой-
то определенный момент работы промысла, но и за известный отрезок
времени — за год, за ряд лет, за весь срок разработки. В таком случае
объем производства определяется работой скважин во времени. Для
его практического измерения обычно пользуются в качестве показателей
скважино-месяцами, скважино-годами, подсчитываемыми за анализируе-
мый срок или этап разработки.
При исчислении скважино-лет за основу принимается отработанное
время, в которое не включено время на ремонт, смену частей оборудо-
вания, изменение режима работы и прочие перерывы в эксплоатации
скважин.
246 Глава XVIII
Общий объем работ на промысле (скважино-лет) при различном
размещении скважин находится по отработанному времени, приравни-
ваемому к календарному времени разработки.
Необходимость такого условия расчета станет ясна, если мы вспом-
ним, что все гидродинамические расчеты сроков разработки и работы
пласта основываются на непрерывкой эксшюатации скважин, т. е. исхо-
дят из отработанного времени, считая его равным всему времени раз-
работки. Строго говоря, срок разработки при данном числе скважин
дслжен быть несколько удлинен соответственно коэфициенту эксплуата-
ции фонда скважин- Однако это обстоятельство не имеет существенного
значения, поскольку уровень коэфициента эксплоатации предполагается
неизменным при всех сравниваемых вариантах разработки,
Только после выбора экономически рационального размещения сква-
жин на месторождении следует уточнить число скважин, введя в расчет
коэфициент эксплоатации, учитывающий технически необходимые оста-
новки скважин в процессе разработки месторождения.
Объем производства подсчитывается различно в зависимости от
характера разработки. Можно наметить два случая разработки:
1) когда все скважины, предусмотренные сеткой, вступают
в эксплоатацию одновременно, но выходят из строя постепенно по мере
обводнения рядов скважин наступающими контурными водами; этот
случай типичен для сплошной разработки месторождений, имеющих
водонапорные или газонапорные режимы (при наличии газа как
напорной силы последовательный выход из строя скважин, ближайших
к газовым контурам,с рассматриваемой точки зрения аналогичен обвод-
нению скважин);
2) когда скважины входят в эксплоатацию последовательными оче-
редями или одна за другой и выходят в ликвидацию рядами (при
напорных режимах) или в соответствии с вводом скважин в эксплоа-
тацию (при режиме растворенного газа); этот случай, типичный для пол-
зущей или сгущающейся системы разработки, является наиболее трудо-
емким для расчета объема производства.
Объем работы на промысле подсчитывается следующим образом.
Число скважин умножается на время их работы. В результате находит-
ся показатель (скважино-года, скважино-месяцы), который может быть
постоянным по годам или этапам разработки только в случае одновре-
менного ввода и выхода скважин из эксплоатации, что бывает весьма
редко.
Обычно объем работы на промысле меняется в процессе разработ-
ки месторождения. По мере выключения рядов скважин из-за продвиже-
ния контура водоносности и обводнения скважин уменьшается число
скважин в фонде эксплоатации. Каждое выключение ряда скважин со-
здает новые условия на промысле, вызывая перестройку организации
производства и труда.
Изменение объема работ на протяжении всей разработки место-
рождения можно рассчитать, исходя из данных гидродинамического
проектирования, которые позволяют установить продолжительность эта-
пов разработки от момента выключения (обводнения) каждого преды-
дущего ряда, скважин до момента выключения последующего ряда,.
Рассматривая каждый этап самостоятельно, можно определить общее
число скважин на промысле, дающих нефть на данном этапе разработ-
ки. Зная продолжительность этапа и число скважин, легко найти объ-
ем работы (выраженный в скважино-годах) для каждого этапа разра-
ботки.
После расчета объема работ на промысле по каждому этапу раз-
Методы экономического проектирования 247
работки определяется общий объем работ за весь срок разработки, рав-
ный сумме скважино-лет по всем этапам разработки. Такая разбивка по
этапам необходима для расчета экономических показателей, меняющих-
ся с изменением объема работ по мере выхода рядов скважин из строя
в процессе заводнения месторождения.
2. Пр о м ы с л о в а я п л о ща д ь
Объем пр