Здесь должна быть популярная картинка «Как я это себе представлял» и «Как это выглядит на самом деле», статья не очень серьезная и не описывает работу какого-то конкретного НИПИ — это обобщение некоторых подходов в один простой метод.

Шаг 1. Коэффициент нефтеизвлечения

Несмотря на расхожий миф, коэффициент нефтеизвлечения не определяется с помощью «точных гидродинамических моделей», для нормальных парней величина КИН — есть заданное число, которое можно получить сублимируя в таблицу КИН по соседним месторождениям. Или же в крайнем случая, используя одну из множества «эмпирических» формул, в которую входят некоторое количество входных переменных.

На этом этапе происходит торговля между проектантами, которые устремляя свой пылкий взгляд в будущее называют числа (три знака после запятой), причём итерации по называнию чисел могут быть достаточно продолжительными, пока не победит самый терпеливый.

Причиной такой торговли может быть субъективное ощущение, что число полученное по формуле, по аналогии с некоторым месторождением, по указанию некоторого «эксперта», либо слишком велико, либо слишком мало. Для моего района точно известно, что 0.300 это очень мало и нас не пропустят в ЦКР/ТКР, а величина 0.450 это дофига и такого не бывает. Спор сопровождается оперированием Геолого-Физической Характеристикой (ГФХ).
Запомните ключевые фразы:

«Вы посмотрите какая расчлененность»
«При такой вязкости, это очень высокий/низкий КИН»
«Да здесь же проницаемость никакая/отличная»
«А помните месторождение N в Сибири/Самаре/Перми/Коми/Татарии/Башкирии, там такие КИНы достигаются легко/с трудом»

Одним словом оперирование трехзначным числом это базовое умение разработчика при проектировании. Но не делайте ошибок — такие слова как «капиллярное давление», «матрица», «гидрофильный коллектор», либо «относительные фазовые» понадобятся нам значительно позже, чтобы оправдать провалы в добыче нефти. На этом этапе доставать из ножен световой меч излишне.

На этапе выбора КИН геологические запасы уже подсчитаны, поэтому нетрудно перейти к извлекаемым запасам. Пусть для условности КИН = 0.368,  геологические запасы 1200 тыс.тонн, тогда НИЗ = 1200 * 0.368 = 441.6 тыс.тонн. Дело на половину сделано.

Шаг 2. Характеристика вытеснения

Почти всегда нефтяные месторождения проектируются с закачкой воды по-умолчанию, поэтому очень важно знать, как будет вести себя динамика обводнения. Для этого собирают по соседним месторождениям характеристики вытеснения в виде «Обводненность»-«Отбор от НИЗ» (а в некоторых НИПИ своевольничают — строят наоборот «Отбор от НИЗ» -«Обводненности», экие новаторы) и опираясь на выбранное месторождение-аналог, вручную рисуют кривую, которая проходит примерно через схожие месторождения. Полученная кривая роста обводненности в последний год разработки должна замыкаться на величине в 98% обводненности и 100% отбора от НИЗ. Никак нельзя отобрать 99.5% от НИЗ или же 101.2%, также недопустимо иметь 97.2% обводненности.

Несмотря на ожидаемую важность выбора и необходимости представлять расчёт на весь срок разработки, полученный вами проект будет переделан через три года (максимум пять лет) или в крайнем случае через год, поэтому страшно бывает только на первом проекте, на десятом вы уже войдете в ритм и научитесь думать глобально.

Шаг 3. Дебит скважин

Когда мы определили сколько сала нам отвалило, надо понять с какой скоростью мы будем его есть.

Настоящему проектировщику стоит знать формулу Дюпюи. Точнее даже это единственное, что надо уметь считать проектировщику, помимо арифметических действий конечно. Зря что-ли пять лет в институтах нефтяных сидели. Поэтому у каждого уважающего себя джедая под рукой найдется эксель, в который подставляется:

а) начальное пластовое давление, пусть 250 атм и минимальное забойное давление, которое равно 0.75 от давления насыщения, пусть 150 атм. Определив величину депрессии в 250-150=100 атм, настоящий проектировщик подсаживается на измену, так как депрессии более 20 атм, кажутся нам опасными и наш виртуальный работник требует аудиенции с Производством, которое скажет «Сто очков? Да легко» или же наоборот. Здесь эта видимая легкость объясняется тем, что Человек-Производственник меняется раз в три года, следовательно опыта и ответственности у него столько же. Хотя как долго вы будете работать в НИПИ? Загадка.

б) «продуктивность», как вторая часть уравнения Дюпюи, определяется достаточно разными путями, в зависимости от испорченности института. Сейчас мы остановимся на самом простом — подставим среднюю толщину, проницаемость и среднее расстояние между скважинами (всегда 250..300 метров) и получим, допустим 0.800 т/сут*атм, что даёт нам дебит средней скважины в 0.800 * 100 = 80 т/сут. По этой величине также происходит некоторая торговля с привлечением товарищей из П-ва и происходит коррекция в любую из сторон. Да, да, мы вспоминаем про скин-фактор.

На этом можно было и остановится, но здесь часто проектировщик ощущает необходимость в вариативности величины дебита от фазы луны или какой-другой переменной, и вход идёт возможность экселя в построении трендов. Полученные кривые/прямые не подвергаются особой критике и часто бывают рождены в ходе эволюции НИПИ, поэтому вспомнить почему да как уже некому — так заведено и что ещё более верно «нельзя доказать обратного».

Самый простой путь добиться вариативности, это получить величину «дебит с метра» и дальше отталкиваться от нее, снимая значения толщин с «карты толщин». При средней толщине, пусть в 15 метров, удельный дебит на метр толщины 80/15 = 5.3 т/сут*м.

Шаг 4. Расстояние между скважинами. Система разработки.

Расстояние задается из понимания «стандартного расстояния», принятого в вашем нефтяном районе или, опять же, на месторождении аналоге. Можно воспользоватся многочисленным рекомендациями, но на практике вы будете иметь дело с величинами 400-500-600-700 метров. Из этой изменчивости расстояний вы должны избрать три расстояния, на основе которых будут сформированы три варианта разработки месторождения.

Для крупных месторождений, когда-то было модно проектировать линейные системы (то есть 1-3-5 линий добывающих рядов между разрезающими нагнетательными) или законтурное/приконтурное заводнение для чуть менее больших. Наибольшую популярность в настоящее время имеют так называемые «эн-точки» — пятиточечные, семиточечные или девятиточечные. Причем предпочтение отдается «пятиточке» как «самой интенсивной системе, обеспечивающей максимальные дебиты».

Шаг 5. Количество скважин

Вот он шаг настоящего творчества! Я знавал одну женщину, которая говорила — мне очень нравится расставлять скважины. Давайте же и мы полюбим этот процесс. Вернемся на несколько десятков лет назад, к светостолам и представим себе разрисованные листы аккуратными треугольными, квадратными и прочими системами разработки с разными расстояниями между скважинами. Под готовую карту толщин подкладывался шаблон и вращался таким образом, чтобы как можно большее количество скважин попало в зоны максимальных толщин. Далее полученное местоположение скважин слегка двигалось так, чтобы увеличить вскрываемые толщины, но и не слишком деформировать систему.

Это бывает не просто — часто проектируются месторождения с двумя и более объектами разработки и очень важно добиться хорошего вскрытия каждого объекта. Обстоятельства были такие, что мы занимались месторождением с 9 объектами разработки и это было реально круто.

Теперь осталось раскидать статус скважин добывающая-нагнетательная. На этом этапе соблюдается некоторое подобие выбранного шаблона и несколько мифологем (у всех свои зачастую) например, располагать нагнетательные в структурной низине, а добывающие как можно выше. В нагнетательные переводятся более продуктивные скважины и т.д.  Обычной практикой является установление минимальной толщины, при которой скважина не бурится (первые несколько метров).

Для мелких месторождений шаблон не требуется, так как система разработки обычно «хаотичная» исходя из текущей интерпретации карты толщин. Скважины размещаются по зонами максимальных толщин и на заданном расстоянии от скважин-мамок тыкаются дополнительные скважины. Особо интересны «хаотичные» системы в процессе разработки, когда уточняется карта толщин и структурная карта, становится трудным понять первоначальную идею. Если она была, конечно.

Развал системы разработки характерен также и для крупных месторождений. В процессе трех-пятилетней ротации Главных Геологов, меняется и стиль работы. От бурения в локальные куполки по сейсмике (с уверенным шансом 50 на 50), лавины боковых стволов, перевод на верхние объекты без отработки нижних — до повального перевода в нагнетание. Целью всегда является желание добыть сверхплана в своё правление для достижения преференций.

После завершения расположения скважин устанавливается количество буровых станков и очередность ввода скважин по годам. Готовится таблица «Обоснование начальных дебитов» и приступают к расчетам.

Шаг 6. Расчёт показателей разработки

По известному количеству скважин формируется фонд добывающих и нагнетательных скважин. Принимается, что каждая скважина в первый год условно имеет 150 дней работы в году (т.е. 150 дней в бурении) и в следующий год скважина «разворачивается» на полный год, а точнее на 0.95 от полного года. Уточнение по дням работы происходит в одно время с расчетом показателей. Составляется график бурения и уже детализируются сроки. Здесь преимущество эксельных работников перед гидромодельерами налицо — часто перемещение скважин, изменение номеров скважин, изменение порядка бурения, дней в работе и переводом в нагнетание настигает в тот момент, когда модельеры начинают считать что работа близится к концу, но про этих ребят я расскажу отдельно.

И так, добывающая скважина начинает работать с постоянным дебитом по жидкости, перемножая с количеством отработанного времени, получают добычу нефти по годам, увеличивая обводненность по заданной характеристике вытеснения. Существует несколько скользких моментов — первый, нет различия между фонтанным и механизированным способом эксплуатации. И второй момент — выбытие скважин. Оба момента решаются никак. Про мехфонд лучше не спрашивать, а выбытие рисуется на глазок расставляя равномерно скважины по сроку разработки. Иметь полфонда действующего на конец разработки моветон.

С нагнетательными скважинами обращаются вольнее. Задавая 100% компенсации из годовой добычи жидкости определяются потребный объем закачиваемой воды и делится на количество нагнетательных скважин. В первые года, пока фонд нагнетательных скважин мал, следят, чтобы приемистость не была слишком огромной по сравнению со следующими годами, поэтому сначала нагнетания текущая компенсация меньше 100%. Часто после хорошего ввода нагнетательных скважин текущую компенсацию задают выше, например 110% или 105%, чтобы догнать накопленную компенсацию.

Здесь очевиден казус. Получается, что приемистость нагнетательной скважины зависит только от потребного объема закачки, если для хороших месторождений эта вольность проходит не замеченной, для слабопроницаемых коллекторов можно и не продавить заданный объем. В этом случае проектанты, в попытке понять, почему вместо 150 м3/сут получили 80 м3/сут, начинают доставать уже световые мечи и в красках описывать необычайно-разнообразные физические явления.

После завершения расчетов, цифры передаются экономистам, которые почему-то недели через две, завершают расчёты (проклятый youtube) и говорят — Ребята, так дело не пойдет, надо ровно на N скважин меньше. В этом случае, проектанты возвращаются к шагу размещения скважин и увеличения расстояния между скважинами, а гидродинамики начинают всех ненавидеть.

Шаг 7. Финал

После нескольких итераций, получается вариант разработки, а уж потом добавляются два уродца, один из которых имеет меньший КИН и меньшее количество скважин, а второй хоть и имеет больший КИН за счёт большего количества скважин, не проходит по экономике. Для этого согласуется с экономистами такая добыча, чтобы «утопить» вариант.

Казалось бы дело сделано, но полученные расчеты требуется подтвердить гидромоделью и тут в бой вступают товарищи модельеры, у которых и дебиты кратно выше и КИН не такой. «Так модель посчитала», скажет неопытный чудо-модельер, но более опытный коллега сразу договорится «А вам какой КИН нужен?». Здесь ад и боль стоит на каждом шагу, это и невыбывающие никогда скважины и завышенные сроки разработки в несколько раз и упавшее давление, либо наоборот — перекачанные области. Одним словом никто не споёт сагу этому бесполезному труду!

Остальные разделы проекта разработки не так драматичны, а более шаблонны. Например, раздел 12 кажется, Безопасность и Экология, у нас сводился в один отдельный том, который никто никогда не открывал. Хотя объем этого тома раза в два толще основной части. Уважуха экологам.

И вместо заключения.

Несмотря на некоторую легкость представленного, проектирование было, есть и остается важнейшей областью действий, намного важнее текущего момента добычи нефти. Хоть и существует много шовинистических поверий о мифическом «полевом опыте», которого я так к слову и не заимел, но и забросил переживать об этом. Как мне сказали там и без меня дураков хватает.