Геологические основы разработки нефтяных и газовых месторождений

 

Замкнутыми  называют ряды, которые имеют вид  колец обычно неправильной формы, примерно повторяющей конфигурацию контура нефтеносности залежи или границ площади, выделенной для самостоятельной разработки. Замкнутыми рядами добывающие скважины располагают на залежах пластово-сводового типа при реализации систем разработки, при которых происходит стягивание естественных контуров нефтеносности. Это системы с использованием природного напора вод  и с законтурным и приконтурным  заводнением. Такую форму рядов применяют также на площадях округлой формы, выделенных в пределах объекта рядами нагнетательных скважин для самостоятельной разработки; на полосах, получаемых при кольцевом разрезании залежей) и при барьерном заводнении.

 

Незамкнутыми  называют ряды, обычно прямолинейные, которые пересекают залежь в определенном направлении и обрываются вблизи контура нефтеносности или замкнутого разрезающего ряда, ограничивающего площадь самостоятельной разработки. Сюда же относят ряды, параллельные контуру нефтеносности, на залежах тектонически или литологически экранированных (рис. 26). В таких случаях ряды будут изогнутыми.

 

При замкнутых рядах скважин в  центральной части залежи (площади) целесообразно располагать один незамкнутый ряд, к которому на поздних  стадиях разработки будет стягиваться  контур нефтеносности.

 

При расположении скважин рядами оптимальное количество рядов добывающих скважин обосновывают с учетом того, что любой нагнетательный ряд может оказывать эффективное воздействие не более, чем на три добывающих ряда, примыкающих к нему с одной стороны. Внутри замкнутого ряда нагнетательных скважин располагают не более трех замкнутых рядов добывающих скважин. Между незамкнутыми разрезающими рядами обычно размещают пять или три незамкнутых ряда добывающих скважин.

 

При линейном расположении скважин по постоянству  расстояний между скважинами различают сетки с постоянными расстояниями, когда повсеместно сохраняются расстояния между рядами и между скважинами в рядах (неравные между собой), и сетки с уплотнением к центру площади, когда названные расстояния сокращаются в этом направлении. Чаще проектируют сетку первого вида. В некоторых случаях, когда точно известно, что линия стягивания контуров совпадает с местоположением внутреннего (центрального) ряда, уже при определении основного фонда скважины в этом ряду располагают более плотно, чем во внешних рядах. Постепенное уменьшение расстояний между рядами и между скважинами в рядах основной сетки может быть предусмотрено при резком увеличении нефтенасыщенной мощности пластов к центру залежи (площади). Такое явление характерно, например, для водонефтяных залежей, имеющих значительную высоту. На объектах платформенного типа с большой площадью нефтеносности на разных их участках может быть принято различное размещение скважин, например в чисто нефтяной зоне— рядами, в водонефтяной или подгазовой — по равномерной сетке.

 

 

 

 

 

По  форме равномерные сетки скважин  основного фонда подразделяются на квадратную и треугольную (рис. 27).

 

Треугольную сетку применяют при равномерном  размещении скважин рядами, т. е. при  разрезании залежей на блоки, а также при семиточечном площадном заводнении. Квадратную сетку проектируют при пятиточечном и девятиточечном и часто при избирательном заводнении. Скважины в равномерно-переменных сетках всегда располагают в шахматном порядке для обеспечения более равномерного перемещения контуров нефтеносности при разработке залежей.

 

К важнейшим  показателям сетки основного  фонда скважин относится ее плотность, которая характеризуется расстояниями (м) между скважинами и между рядами, а также удельной площадью Sосн на одну скважину (га/скв).

 

При равномерных сетках расстояния между  скважинами одинаковые — lскв, при этом площадь квадратной сетки  Sосн=l2скв, при треугольной — Sосн= l2скв/1,075.

 

Равномерно-переменные сетки  характеризуются расстояниями: lскв.д—расстояние между добывающими скважинами в рядах; lр.д — расстояние между рядами добывающих скважин; lр.н-д—расстояние между нагнетательным и первым (внешним) добывающим рядами; lскв.н—расстояние между нагнетательными скважинами в рядах. В случаях, когда расстояния между добывающими и нагнетательными скважинами одинаковы, что бывает очень часто, сетка характеризуется тремя расстояниями: lскв.д ´ lр.д ´ lр.н-д (например, 500х600х700 м).

 

Выбранную для конкретного объекта с  учетом всех факторов плотность сетки  называют оптимальной. На основании опыта разработки нефтяных залежей установлено, что для обеспечения при вытеснении нефти водой возможно более высокой нефтеотдачи на объектах с менее благоприятной геолого-промысловой характеристикой необходимо применять более плотные сетки основного фонда скважин. Ориентировочно могут быть даны следующие рекомендации по выбору плотности основной сетки для разных геологических условий.

 

Сетки добывающих скважин плотностью 60—40 га/скв (от 700х800 до 600х700 м)—для залежей  с особо благоприятной характеристикой: с очень низкой относительной вязкостью нефти (менее 1), с достаточно высокой проницаемостью монолитного пласта, особенно при трещинном типе карбонатных коллекторов и массивном строении залежей.

 

Сетки добывающих скважин плотностью 30—36 га/скв (от 600х650 до 500х600 м) —для залежей пластового типа с благоприятной характеристикой: с низкой относительной вязкостью пластовой нефти (1—5), с проницаемостью коллекторов более 0,3—0,4 мкм2, при сравнительно однородном строении эксплуатационного объекта.

 

Сетки добывающих скважин или нагнетательных и добывающих вместе в зависимости  от разновидности заводнения плотностью 20—25 га/скв (от 500х550 до 400х400 м)—для залежей  нефти в геологически неоднородных пластах при относительной вязкости нефти до 4—5, а также при повышенной относительной вязкости нефти (до 15—20) даже при высокой проницаемости пластов.

 

Сетки нагнетательных и добывающих скважин  плотностью менее 16 га/скв (менее 400х400 м)—для залежей с неоднородным строением  или с низкой проницаемостью пластов, а также для залежей с высокой относительной вязкостью нефти (до 25—30) и залежей, требующих ограничения отбора жидкости из скважин в связи с образованием конусов воды или газа, неустойчивостью пород-коллекторов и т. д.

 

На  практике для качественного сравнения плотности сетки скважин по разным объектам выделенные выше ориентировочно четыре группы сеток разной плотности основного фонда скважин условно называют соответственно: весьма редкие, редкие, средние, плотные.

 

На  выбор плотности сетки скважин существенное влияние может оказывать глубина залежи. Из экономических соображений при прочих равных условиях для глубокозалегающих пластов целесообразными могут оказаться более разреженные сетки по сравнению с сетками при небольших глубинах. В таких случаях разреженную сетку сочетают с более активной системой воздействия. Однако необходимо учитывать, что по объектам с неблагоприятной геологической характеристикой при разреженных сетках потери нефти в недрах возрастают.

 

Значительное  влияние на выбор сетки оказывает плотность запасов, т. е. величина запасов, приходящаяся на единицу площади залежи. С увеличением плотности запасов возрастает целесообразность уменьшения расстояния между скважинами.

 

При обосновании оптимальной сетки  основного фонда добывающих и нагнетательных скважин наряду с геологическими факторами следует учитывать и технологические—соотношение количества добывающих и нагнетательных скважин, величину градиента давления в пласте и др.

 

Как уже отмечалось выше, в результате бурения скважин резервного фонда эксплуатационный объект оказывается разбуренным по неравномерной сетке, соответствующей неоднородности его строения.

 

Для оценки фактической плотности сетки  скважин применяют несколько  показателей:

 

1. Средняя  плотность сетки всего фонда пробуренных скважин на объекте разработки в целом:

 

Sобщ.д+н=Sобщ/(Nд  + Nн)

 

2. Средняя  плотность сетки добывающих скважин  на объекте в целом:

 

Sобщ.д+н=Sобщ/Nд

 

3. Средняя  плотность сетки всего фонда  скважин в границах разбуривания  объекта:

 

Sг.р.д+н=Sг.р/( Nд + Nн)

 

4. Средняя  плотность сетки добывающих скважин  в зоне отбора:

 

Sз.о.д=Sз.о./Nд

 

В приведенных  выражениях использованы следующие  условные обозначения: Sобщ —площадь эксплуатационного объекта (залежи) в начальных его границах;  Sг.р —площадь в границах разбуривания объекта; Sз.о —площадь зоны отбора, определяемая при законтурном или приконтурном заводнении и при разрезании залежи в пределах радиусов влияния добывающих скважин внешних рядов; Nд — количество пробуренных добывающих скважин (основной фонд +резервные); Nн — количество пробуренных нагнетательных скважин (основной фонд +резервные).

 

Среднюю плотность сетки добывающих скважин  в зоне отбора Sз.о.д определяют лишь для систем разработки с линейным размещением скважин. Сравнение  показателя Sз.о.д с плотностью сетки основного фонда добывающих скважин Sосн.д позволяет судить о степени уплотнения сетки добывающих скважин и общей сетки в результате бурения скважин резервного фонда.

 

Показатели  плотности сетки Sобщ.д+н и Sобщ.д  характеризуют среднюю плотность сетки в начальных границах эксплуатационного объекта. Обычно некоторые части площади объекта остаются неразбуренными (периферийные части водонефтяных зон залежи с малой нефтенасыщенной мощностью, малопродуктивные участки и др.). Значения Sобщ.д+н и Sг.р.д+н, так же как и значения Sобщ.д и Sз.о.д близки, если разбурена почти вся площадь объекта. Обычно Sобщ.д+н > Sг.р.д+н и Sг.р.д+н > Sз.о.д, причем разница между ними тем значительнее, чем больше неразбуренная часть площади.

 

Наряду  с удельной площадью на одну скважину сетку скважин характеризуют удельными извлекаемыми запасами на одну скважину:

 

Qд+н=Qизвл/(Nд+Nн)

 

Qд=Qизвл/Nд

 

где Qд+н и Qд — удельные запасы на одну скважину соответственно при учете  всех добывающих и нагнетательных скважин и при учете лишь добывающих скважин; Qизвл —начальные извлекаемые запасы нефти эксплуатационного объекта.

 

Действующие в настоящее время системы  разработки с заводнением характеризуются  широким диапазоном значений в основном в пределах 30—300 тыс. т на скважину. Этот показатель обычно тем больше, чем лучше фильтрационная характеристика объекта, позволяющая применять сетку скважин меньшей плотности.

 

Все выше сказанное о сетках эксплуатационных объектов относится к системам разработки с разбуриванием залежей вертикальными или наклонно направленными скважинами. В последние годы все более широкое применение находят, горизонтальные скважины с длиной горизонтальных стволов, создаваемых в пределах продуктивного горизонта, до 500-600 м. При удачной проводке горизонтальных скважин на ряде объектов их дебит может в 3-5 раз превышать дебит вертикальных скважин.

 

Пока  бурение таких скважин проводится на отдельных участках месторождений  и множество вопросов о расположении пока не стандартизированны.

5.4.ГРАДИЕНТ ДАВЛЕНИЯ В ЭКСПЛУАТАЦИОННОМ ОБЪЕКТЕ

 

Темпы разработки нефтяного эксплуатационного  объекта в значительной степени  зависят от величины градиента давления в пластах:

 

grad=DР/L,

 

где DР =Pпл.н—Рзаб.д— перепад давления между контуром питания и зоной  отбора; Рпл.н—пластовое давление на контуре питания (при заводненни—на линии нагнетания воды); Рзаб.д—забойное давление в добывающих скважинах: L—расстояние между контуром питания и зоной отбора.

 

Увеличение  градиента давления достигается  как уменьшением величины L путем активизации системы заводнения (уменьшение ширины блоков, увеличение плотности сетки скважин, применение площадного заводнения), так и повышением давления на линии нагнетания или снижением давления на забое добывающих скважин.

 

Пластовое давление на линии нагнетания, исходя из опыта разработки залежей в условиях заводнения, признано целесообразным поддерживать на 10—20 % выше начального пластового. Это способствует не только увеличению годовой добычи нефти, но и более полному включению объема залежи в процесс разработки. Необходимое пластовое давление на линии нагнетания обеспечивается соответствующим давлением на устье нагнетательных скважин при закачке воды.

 

Повышение давления нагнетания имеет геологические  ограничения. Необходимо учитывать  вероятные последствия возможного гидроразрыва пласта. При внутриконтурном заводнении превышение давления нагнетания над давлением, при котором породы с той пли иной литологической характеристикой подвержены гидроразрыву, может привести к преждевременным прорывам нагнетаемой воды к добывающим скважинам по образующимся трещинам. В условиях законтурного заводнения при высоком давлении нагнетания значительная часть закачиваемой в пласт воды может теряться в связи с ее оттоком в водоносную область водонапорной системы. Возрастает также вероятность перетока воды из разрабатываемого горизонта в соседние по разрезу продуктивные или водоносные горизонты с меньшим пластовым давлением.

 

 

Снижение  забойного давления в добывающих скважинах по большинству эксплуатационных объектов возможно путем массового перевода скважин на механизированный способ эксплуатации, По залежам с низкой продуктивностью для обеспечения достаточных уровней добычи нефти механизированную эксплуатацию скважин следует применять с самого начала разработки. Высоко- и среднепродуктивные залежи могут продолжительное время (до появления значительной доли воды в добываемой продукции) разрабатываться с применением преимущественно фонтанного способа эксплуатации скважин. В 1956 г. А. П. Крыловым научно обоснована целесообразность снижения забойного давления путем применения механизированных способов эксплуатации и для залежей с высокой и средней продуктивностью.

 

Как показали исследования Э. Д. Мухарского, на механизированную эксплуатацию необходимо переводить не только скважины, не способные фонтанировать, но и все (или почти все) остальные скважины объекта разработки или его крупного участка, в том числе и устойчиво фонтанирующие. В противном случае механизированная эксплуатация простаивавших скважин приведет к снижению дебита фонтанных скважин. И в целом по объекту значительного прироста добычи не будет получено.