Материал: Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений.

капиллярной пропитки могут значительно превышать размеры залежи, так что вскоре после начала заводнения вода подойдет к добывающим скважинам, что приведет к отбору вместе с нефтью больших объемов воды. На таком представлении по­ строена методика расчета процесса разработки, предусматри­ вающая разбивку его на этапы, продолжительность которых равна времени полной капиллярной пропитки. Для упрощения расчетов принимается, что процесс пропитки бесконечен. При определении показателей разработки численным методом реша­ ется система дифференциальных уравнений (методики ВНИИнефть, УкргипроНИИнефть). В общем случае она включает уравнения неразрывности, движения, баланса фаз и межфазо­ вого обмена между блоками и трещинами.

Процесс разработки трещиновато-пористых залежей проте­ кает более сложно. Трещиноватость не препятствует заводне­ нию при расположении нагнетательных скважин на участках с низкой проницаемостью. Лучше избирательное и площадное заводнение с соотношением нагнетательных и добывающих скважин 2:1 и 3 : 1 с давлением нагнетания в пределах 0,45— 0,75 вертикального горного давления. Характерны большие объ­ емы закачиваемой и добываемой воды. Высокодебитные сква­ жины быстро обводняются. Снижение пластового давления со­ провождается смыканием микротрещин и отключением менее проницаемых слоев. Сосредоточенная и площадная закачка газа мало эффективны из-за быстрых прорывов газа по трещинам. Эти явления тем больше выражены, чем меньше поровая про­ ницаемость по сравнению с проницаемостью трещин. По дан­ ным В. Н. Майдебора при разработке таких залежей наблюда­ ются различные закономерности обводнения скважин, что обус­ ловлено резкой неоднородностью коллекторов по проницаемо­ сти. Например, на месторождениях Белоруссии по характеру обводнения скважины подразделяются на три группы: обводне­ ние скважин до 80 % происходит либо быстро за 6—10 мес, либо за 12—18 мес, либо медленно за 20 мес и более. После 80 % обводнения добыча нефти становится незначительной. Ко­ эффициенты нефтеотдачи изменяются от'0,1 до 0,6, а в некото­ рых случаях и более, в среднем могут составлять 0,2—0,4, при­ чем они меньше, чем для залежей с чисто трещиноватыми кол­ лекторами. Селективная изоляция обводнившихся интервалов обеспечивает снова промышленные притоки нефти в скважину. Форсирование отборов способствует увеличению добычи нефти.

Трещиноватые коллекторы характеризуются анизотропией проницаемости, когда проницаемость в одном направлении во много раз (на некоторых месторождениях в 13 раз) больше про­ ницаемости в перпендикулярном направлении. Совпадение на­ правления трещиноватости, в том числе макротрещин, с фрон­ том движения воды приводит к преждевременному обводнению

скважин и существенному снижению эффективности закачки воды. Поэтому скважины стараются по возможности размещать с учетом направления трещиноватости, которая однако выявля­ ется главным образом уже в процессе разработки.

Первоначальная скорость прорыва воды от нагнетательных скважин к добывающим изменяется в широких пределах — от 0,5 до 20 м/сут, а после прорыва скорость движения индикатора (флюоресцеина и др.) с водой достигает 1000 м/сут. Сравни­ тельно низкие первоначальные скорости движения воды связаны с расходованием ее на капиллярное насыщение (пропитку) мат­ риц, а также с разностью вязкостей нефти и воды. Высокие ско­ рости движения индикатора объясняются прорывом воды по от­ дельным высокопроницаемым трещинам или трещиноватым про­ пласткам, когда капиллярная пропитка блоков, прилегающих к этим каналам, практически закончилась. Увеличение скорости может быть.дополнительно обусловлено увеличением размеров каналов за счет растворения при интенсивном движении воды. Индикатор фиксируется в каждой из окружающих скважин не­ однократно (периодически), что объясняется разнотрещиноватостью пород. Испытываются способы уменьшения проницаемо­ сти макротрещин в пласте закачкой жидких осадко-, гелеили эмульсиеобразующих составов и других веществ. Больший ин­ терес представляют дисперсные системы, включающие частицы

тистическое распределение трещин по раскрытию, можно обес­ печить уменьшение проницаемости (управляемое, избиратель­ ное тампонирование) только высокопроницаемых макротрещии. Жидкие тампонирующие агенты всегда поступают во все ка­ налы пропорционально их проницаемости. Более эффективно создание потокоотклоняющих барьеров в глубине пласта, чем в призабойных зонах скважин, тем самым пласт из трещино­ вато-пористого «превращается» в пористый. Такие работы вы­ полняются в Ивано-Франковском институте нефти и газа. По­ лучены положительные промысловые результаты.

В целом месторождения с трещиноватыми коллекторами раз­ рабатываются методом заводнения с меньшей эффективностью, чем месторождения с пористыми коллекторами. Достигаемая нефтеотдача их на 5—20 % ниже. Особенности разработки таких месторождений обусловлены более сложной структурой пустотного пространства и строением залежи, отличием процес­ сов фильтрации и вытеснения нефти.

§ 2.8. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА РАЗРАБОТКИ И ВЫБОР РАЦИОНАЛЬНОГО ВАРИАНТА

Экономическая оценка разработки включает расчет экономиче­ ских показателей, из которых основные — себестоимость добычи нефти, удельные капитальные вложения и приведенные затраты. Эти показатели определяют по капитальным вложениям, экс­ плуатационным затратам и стоимости подготовки 1 т извлекае­ мых запасов. В качестве исходных данных принимаются следую­ щие технологические показатели разработки: объемы добычи нефти и жидкости, фонд добывающих и нагнетательных сква­ жин, глубина скважин и их дебиты (по нефти и по жидкости), объем деэмульгированной жидкости, объем, закачки рабочего агента и давление нагнетания, число скважино-месяцев экс­ плуатации. Методика расчета базируется на зависимостях эко­ номических показателей разработки от производственных и тех­ нологических параметров варианта разработки. Эти зависи­ мости (экономическая модель) установлены путем обобщения фактических и проектных данных разработки месторождений и производственной работы предприятий.

Направления капитальных вложений и эксплуатационных затрат и расчетные формулы для их определения приведены в табл. 2.1 и 2.2. Капитальные вложения состоят из затрат на бурение скважин, обустройство промыслов, обустройство си­ стемы ППД и общее промышленное обустройство района (до­ роги, производственные базы и др.). Последние затраты прак­ тически не зависят от варианта разработки и при необходимо­ сти принимаются в размере около 30 % от всех капитальных вложений. Отличительные особенности при расчете капиталь­ ных вложений учитываются поправочными коэффициентами на район выполнения строительно-монтажных работ, глубину, про­ дуктивность, сетку размещения, газовый фактор и буферное дав­ ление добывающих скважин, давление нагнетания, сетку раз­ мещения и глубину нагнетательных скважин.

Эксплуатационные расходы включают затраты на обслужи­ вание добывающих скважин (заработная плата производствен­ ного персонала, отчисления на социальное страхование, цеховые расходы); затраты, зависящие от уровня текущей добычи жид­ кости (перекачка и хранение, деэмульсация нефти); затраты на ППД (без амортизации и капитального ремонта нагнетатель­ ных скважин и электроэнергии); общепромысловые расходы, за­ висящие от числа добывающих скважин; амортизацию, состоя­ щую из отчислений на погашение первоначальной стоимости

скважин и оборудования. При расчете с использованием обоб­ щенных экономических нормативов (коэффициентов) Прово-