Порядок системной оптимизации при разработке месторождений

Нефтяное месторождение – множество добывающих и нагнетательных скважин вместе с разрабатываемыми нефтяными пластами – представляет собой большую сложную систему.

При исследовании больших сложных систем надо учитывать, что имеющиеся совокупности значений обычно бывают лишь небольшими частями полных совокупностей. Поэтому необходимо проверить представительность имеющихся совокупностей. Также необходимо учитывать ограниченность этих совокупностей и, с целью обеспечения надежности функционирования всей системы и всех ее основных звеньев, вводить коэффициенты запаса прочности, понижающие средние значения.

Операции со многими неоднородными совокупностями значений выполняют с их двумя-тремя параметрами по строгим математическим правилам, именуемым в целом алгеброй неоднородности. Применение такой математической идеологии позволяет, с одной стороны, учитывать достаточно большое – практически неограниченное большое число факторов, влияющих на процесс добычи нефти и на неравномерность вытеснения нефти агентом, с другой – устанавливая точно или приближенно (с удовлетворительной точностью) взаимную независимость действия различных факторов, радикально упрощать получение общего решения. Более того, общее решение удается получить в аналитическом виде и оно в явной форме учитывает действие всех основных факторов. Это аналитическое решение, называемое уравнениями разработки нефтяной залежи, обладает контролируемой точностью и неприменимо за пределами области удовлетворительной точности.

Уравнения, базирующиеся на сплайн-функциях первой степени, имеют довольно общий вид и способны математически описать любую фактически наблюдающуюся динамику добычи нефти и других технологических показателей нефтяной залежи. Использование этих уравнений должно быть обязательным как при анализе, так и при проектировании разработки нефтяных залежей; использование должно быть совместным, так как добыча нефти зависит не только от числа пробуренных скважин, но и от пропускной способности промыслового хозяйства и объема закачки вытесняющего агента.

Чтобы оттенить эффективность системной оптимизации, можно привести примеры неудачной несистемной оптимизации: когда с целью увеличения добычи нефти увеличивали общее число скважин, однако получали наоборот снижение текущей добычи; когда с благим намерением проводили форсированный отбор жидкости, но не учитывали ограниченную, хотя и большую, пропускную способность промыслового хозяйства и получали снижение текущей добычи; когда с желанием увеличить дебиты нефти, уменьшали забойные давления добывающих скважин ниже давления насыщения нефти газом, но из-за высокого содержания парафина после кратковременного повышения получали устойчивое долговременное снижение дебита нефти и увеличение обводненности.

Изменение того или иного фактора редко дает только положительные эффекты, обычно дает целый спектр больших и малых положительных и отрицательных эффектов. Поэтому требуется определить общий результирующий эффект и судить по нему.

Инструментом оптимизации служат уравнения разработки нефтяной залежи вместе с критериями локальной и глобальной оптимальности. Но обязательным средством оптимизации является информация. Положительное свойство уравнений – их восприимчивость к обычной промысловой информации о работе и исследованиях скважин. По этой информации с помощью уравнений решают серию обратных задач и устанавливают основные параметры нефтяных пластов – их продуктивность, неоднородность, разрабатываемые извлекаемые запасы нефти и жидкости, коэффициент различия физических свойств нефти и вытесняющего агента, долговечность скважин.

На крупной нефтяной залежи обязательной составной частью оптимизации извлечения запасов нефти должен быть скоростной промысловый эксперимент на небольшом участке с густой сеткой скважин по ускоренному опробованию запроектированной технологии.

В дальнейшим в процессе разработки нефтяной залежи необходимо тщательно анализировать работу скважин – по участкам и пластам вести оперативную разведку полноты выработки запасов нефти.

Эксплуатируемые нефтегазовые месторождения Мангышлака сильно различаются между собой по глубине залегания и характеристике продуктивных пластов, по вязкости нефти и содержанию газа и парафина, по разбуренности и стадии разработки. Поэтому системная оптимизация по месторождениям Узень, Жетыбай и Каламкас имеет свои отличительные черты.

По месторождению Узень прежде всего рекомендуется поднять забойное давление добывающих скважин до давления насыщения нефти газом, чтобы исключить процесс разгазирования и выпадения парафина в прискважинных зонах пластов, снизить фильтрационное сопротивление нефтяных слоев и пластов, увеличить дебит нефти и уменьшить обводненность добываемой жидкости. Повышение забойного давления добывающих скважин надо дополнить повышением пластового и забойного давлений нагнетательных скважин. При этом улучшится общее состояние разработки нефтяных пластов: повысится их проницаемость, уменьшится отложение солей, увеличится охват заводнением, уменьшится соотношение подвижностей вытесняющей воды и нефти. В итоге значительно возрастут нефтеотдача пластов и текущая добыча нефти. Ожидаемая эффективность этого мероприятия намного больше эффективности закачки горячей воды и других мероприятий.

Кроме общего повышения давления, на месторождении Узень необходимо дополнительным бурением, где надо нагнетательных, а где надо добывающих скважин, вовлечь в разработку запасы нефти прерывистых и малопроницаемых пластов. Необходимо, чтобы на каждом участке и по каждому пласту добывающие скважины имели свои нагнетательные, а нагнетательные имели свои добывающие, т.е. чтобы все ячейки скважин были полностью укомплектованы.

В процессе эксплуатации месторождения вследствие действия множества факторов из строя выходят скважины, не отобрав свои извлекаемые запасы нефти. Это случайный процесс, но для крупных месторождений его можно вполне удовлетворительно прогнозировать. Сейчас на месторождении таких вышедших из строя скважин имеется большое количество. Их необходимо либо ремонтировать, либо ликвидировать, а вместо ликвидированных, где надо, пробурить скважины дублеры. Для этого требуется удвоить производительность ремонтных бригад.

Для повсеместной оптимизации сетки скважин необходимо по всем участкам и пластам оценить еще не введенные в разработку и еще не отработанные извлекаемые запасы нефти. А это требует информации и коренного усовершенствования существующей информационной службы. Благодаря такому усовершенствованию будут устранены потери закачиваемой воды и получен суммарный эффект в десятки миллионов рублей; станут осуществлять прецизионную, т.е. особо точную, разработку нефтяных пластов, что в свою очередь даст очень большой эффект.

Как и на месторождении Узень, на месторождении Жетыбай эффективны: общее повышение давления, коренное улучшение положения с информацией и прецизионная разработка, работа с фондом малодебитных скважин, ремонт или ликвидация вышедших из строя скважин, для чего нужно удвоить производительность ремонтных бригад, а также бурение скважин-дублеров.

Но у месторождения Жетыбай есть своя отличительная черта, своя особая сложность. Это – многопластовость, сочетание пластов высокопродуктивных и низкопродуктивных, нефтяных, водонефтяных, газонефтяных и газовых, давно разрабатываемых и неразрабатываемых, разрабатываемых высокоэффективно и неэффективно. Все это многообразие надо было учесть при проектировании. Примененная методика такова, что результаты расчета в целом по месторождению совпадали с результатами расчета по объектам. Это позволило проектировать разработку в целом по месторождению в режиме заданных отборов нефти и установить высокий и стабильный уровень добычи нефти для продолжительного периода времени.

На месторождении запроектирована максимально равномерная общая сетка скважин, что позволит более эффективно использовать фонд скважин.

На третьем газонефтяном горизонте обосновано применение нового способа извлечения запасов газа и нефти путем заводнения. Этот способ с большой эффективностью может быть применен на месторождении Каламкас по первому и второму объектам в пределах газовых шапок для увеличения добычи подгазовой нефти.

Отличительной чертой разработки месторождения Каламкас было интенсивное разбуривание и ввод в эксплуатацию, быстрое достижение запроектированного высокого уровня добычи нефти. Это месторождение обладает сложным строением продуктивных пластов. Они неоднородны, прерывисты, имеют тектонические нарушения и газовые шапки. Корреляция пластов затруднительно. На момент проектирования разработки было три версии о геологическом строении пластов и можно было ожидать новые версии. Поэтому была запроектирована адаптивная система разработки, применимая при любом представлении о геологическом строении пластов. Это система с основным площадным заводнением и дополнительным законтурным, и равномерной общей сеткой скважин. Она позволяет эксплуатационное разбуривание сочетать с доразведкой и тут же использовать результаты доразведки; каждый отдельный участок разрабатывать самостоятельно, а скважины, оказавшиеся ненужными по свои объектам, эффективно использовать по соседним объектам.

По месторождению Дунга с низкопроницаемыми продуктивными пластами запроектировано применение площадного заводнения с фронтальными оторочками газа высокого давления. Газ для этой цели будет взят из нижнего газоносного горизонта. При ограниченных запасах газа высокого давления приходится оптимизировать размеры оторочек. Благодаря этому каждая тонна газа будет давать дополнительно пять тонн нефти.

При системной оптимизации разработки нефтяного месторождения надо соблюдать определенный порядок (определенную последовательность) и учитывать взаимную независимость действия факторов.

1. Прежде всего необходимо выбрать геометрию сетки скважин. В условиях зонально неоднородных и прерывистых пластов, если в изменяемости коллекторских свойств отсутствует анизотропия (односторонняя направленность) либо возможная анизотропия остается еще неизвестной, то лучшей является равномерная сетка.

А если может потребоваться оперативное разрежение сетки скважин на периферии месторождения или сгущение в его центре, а также сложение нескольких сеток скважин в одну или, напротив, разложение одной сетки на несколько при максимально возможном сохранении равномерности, то лучшей будет равномерная квадратная сетка скважин.

2. Далее надо выбрать схему размещения нагнетательных скважин. При выборе надо учесть площадь нефтяных пластов, их зональную неоднородность и прерывистость, наличие тектонических нарушений, расположение газонефтяных и водонефтяных контуров. При большой нефтеносной площади господствующим является внутриконтурное заводнение, а дополнительным приконтурное. В сложных условиях лучшим будет внутриконтурное площадное заводнение. Причем во многих случаях лучше обращенная 9-точечная схема с тремя добывающими скважинами на одну нагнетательную, а в первый период нагнетательных может быть вдвое меньше – одна на семь добывающих.

Для этой схемы заводнения проектируют промысловое обустройство. От этого площадного заводнения довольно легко перейти к рассредоточенному избирательному.

Существует много модификаций избирательного заводнения. Их общая черта – решение о включении под нагнетание той или иной скважины принимают после ее бурения и исследования, когда выявляют геологическое строение пластов в зоне этой скважины. Под закачку воды могут выбирать скважины в зонах повышенной продуктивности пластов, эффективной толщины пластов, степени связанности с окружающими скважинами, вязкости нефти, а также скважины в местах слияния вышележащих нефтеносных и нижележащих водоносных пластов, вышележащих газоносных и нижележащих нефтеносных. Вместо избирательности нагнетательных скважин может быть избирательность добывающих – в местах максимальной концентрации запасов нефти с минимальной газоносной и водоносной толщиной. Более того, в пределах нефтяной площади вместо той или иной избирательности может быть оптимальное формирование ячеек скважин.

3. Следующий шаг – выбор забойных давлений нагнетательных и добывающих скважин. Верхний предел – ниже давления гидроразрыва пластов, нижний предел – давление насыщения нефти газом. При снижении забойного давления добывающих скважин ниже давления насыщения маловязкая нефть превращается в нефть повышенной вязкости и высоковязкую со всеми вытекающими отсюда последствиями – холостая прокачка больших объемов воды и снижение нефтеотдачи пластов.

4. Дальнейший шаг – выделение эксплуатационных объектов, каждый из которых имеет свою самостоятельную сетку добывающих и нагнетательных скважин.

5. В заключение – выбор плотности сетки скважин, определение рациональной нефтяной площади и рациональных извлекаемых запасов нефти на одну пробуренную скважину.

По п. 2 в качестве критерия может быть использован максимум начального дебита нефти на одну пробуренную скважину.

По п. 2, 3 и 4 критерием может быть максимум среднего дебита нефти на одну скважину при заданной конечной нефтеотдаче пластов или заданной нефтеотдаче за основной период эксплуатации до 80 – 90%-ной обводненности продукции скважин.

По п. 5 критерием служит максимум народнохозяйственного экономического эффекта на единицу запасов нефти.

Кроме оптимизации системы разработки нефтяного месторождения может быть оптимизация соотношения разведочного и эксплуатационного бурения, направления эксплуатационного бурения, конструкции и долговечности скважин, оптимизация перехода с режима истощения на режим вытеснения нефти закачиваемым агентом, применения вытесняющего агента, использование и реконструкции промыслового хозяйства, перехода на форсированный отбор нефти.