Материал: Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений.

гопластового нефтяного месторождения: системы одновремен­ ной разработки объектов; системы последовательной разра­ ботки объектов.

Системы одновременной разработки объектов

Преимущество систем одновременной разработки объектов—это возможность использования запасов всех объектов после их разбуривания. Реализовать эти системы можно по одному из вариантов:

1. Раздельная разработка, когда каждый объект эксплуати­ руется самостоятельной сеткой скважин. Требует большого числа скважин, что приводит к значительным капитальным вло­ жениям. Может применяться при наличии высокопродуктивных объектов и возможности быстрого их разбуривания. Ее преиму­ щество — обеспечение надежного контроля за процессом раз­ работки и его регулирования.

2. Совместная разработка, при которой два или более пла­ стов в виде единого эксплуатационного объекта разрабатыва­ ются единой сеткой добывающих и нагнетательных скважин. Возможны ее подварианты: с увеличением числа добывающих скважин на малопродуктивные объекты и с увеличением числа нагнетательных скважин на малопродуктивные объекты. Ее пре­ имущество — обеспечение высоких текущих уровней добычи при заданном числе скважин. Однако в основном наблюдается не­ регулируемая разработка пластов, что приводит к ухудшению технико-экономических показателей.

3. Совместно-раздельная разработка, при которой добываю­ щие скважины оборудуют установками для одновременно-раз­ дельной эксплуатации, нагнетательные скважины — установ­ ками для одновременно-раздельной закачки воды. Она позво­ ляет преодолеть недостатки первых двух вариантов, сохраняя при этом их преимущества.

Системы последовательной разработки объектов

Системы последовательной разработки объектов можно реали­ зовать по следующим основным вариантам.

1. Разработка сверху вниз, при которой каждый нижележа­ щий объект эксплуатируется после вышележащего. Она приме­ нялась в первый период развития нефтяной промышленности и в настоящее время признана в основном нерациональной, так как задерживает разведку и разработку нижележащих объек­ тов, увеличивает объем бурения и расход металла на обсадные трубы, повышает опасность нарушения правил охраны недр вы­ шележащих объектов при разбуривании нижележащих объ­ ектов.

2. Разработка снизу вверх, при которой начинают разраба­ тывать объекты с нижнего, так называемого опорного (базис­ ного) объекта, а затем переходят на возвратные объекты. При наличии многих объектов в качестве базисных также выбирают наиболее изученные и высокопродуктивные объекты с доста­ точно большими запасами нефти, а в качестве возвратных — остальные объекты. Тогда приступают к разработке базисных объектов, тем самым нс задерживают эксплуатацию вышеле­ жащих высокопродуктивных объектов с большими запасами.

Следует отметить, что лучшие показатели могут быть достиг­ нуты комбинацией всех перечисленных выше вариантов систем разработки многопластового месторождения.

Системы разработки эксплуатационных объектов (залежей)

Системы разработки залежей классифицируют в зависимости от размещения скважин и вида энергии, используемой для пере­ мещения нефти.

Размещение скважин. Под размещением скважин понимают сетку размещения и расстояния между скважинами (плотность сетки), темп и порядок ввода скважин в работу. Системы раз­ работки подразделяют на следующие: с размещением скважин по равномерной сетке и с размещением скважин по неравно­ мерной сетке (преимущественно рядами).

Системы разработки с размещением скважин по равномер­ ной сетке различают: по форме сетки; по плотности сетки; по темпу ввода скважин в работу; по порядку ввода скважин в ра­ боту относительно друг друга и структурных элементов залежи. Сетки по форме бывают квадратными и треугольными (шести­ угольными). При треугольной сетке на площади размещается скважин больше на 15,5 %, чем при квадратной в случае оди­ наковых расстояний между скважинами.

Под плотностью сетки скважин подразумевают отношение площади нефтеносности к числу добывающих скважин. Вместе с тем это понятие очень сложное. Исследователи часто вклады­ вают разное содержание в понятие плотности сетки скважин: принимают только площадь разбуренной части залежи; число скважин ограничивают по разным величинам суммарной до­ бычи нефти из них; включают или не включают нагнетательные скважины в расчет; в процессе разработки месторождения число скважин значительно изменяется, площадь нефтеносности при напорных режимах уменьшается, это по-разному учитывают и т. д. Иногда различают малую, среднюю и большую степени уплотнения скважин. Эти понятия весьма условны и различны для разных нефтепромысловых районов и периодов развития нефтяной промышленности. Проблема оптимальной плотности сетки скважин, обеспечивающей наиболее эффективную разра­

ботку месторождений, была самой острой на всех этапах раз­ вития нефтяной промышленности [10]. Раньше плотность сетки скважин изменялась от 104м2/скв (расстояния между скважи­

схематизации процесса вытеснения нефти водой из однородного пласта, считалось, что при разработке нефтяных месторожде­ ний при водонапорном режиме число скважин существенно не влияет на нефтеотдачу.

Практикой разработки и дальнейшими исследованиями ус­ тановлено, что в реальных неоднородных пластах плотность сетки скважин оказывает существенное влияние на нефтеот­ дачу. Это влияние тем больше, чем более неоднородны и преры­ висты продуктивные пласты, хуже литолого-физические свой­ ства коллекторов, выше вязкость нефти в пластовых условиях, больше нефти первоначально заключено в водонефтяных и под­ газовых зонах. Уплотнение сетки скважин в неоднородно-лин­ зовидных пластах существенно увеличивает нефтеотдачу (охват разработкой), особенно при удачном размещении скважин от­ носительно различных линз и экранов. Наибольшее влияние оказывает плотность сетки в диапазоне плотностей сетки более (25—30) 104м2/скв. В диапазоне плотностей сетки менее (25— 30) 104м2/скв влияние хотя и отмечается, однако оно не столь су­ щественное, как при более редких сетках. В каждом конкрет­ ном случае выбор плотности сетки должен определяться с уче­ том конкретных условий.

В нашей стране применяют двухстадийное разбуривание пер­ воначально редких сеток скважин и последующее избиратель­ ное уплотнение их с целью повышения охвата неоднородных пластов заводнением, увеличения конечной нефтеотдачи и ста­ билизации добычи нефти. В первую стадию бурят так называе­ мый основной фонд добывающих и нагнетательных скважин при малой плотности сетки. По данным бурения и исследования скважин основного фонда уточняется геологическое строение неоднородного объекта, в результате чего возможны изменения плотности сетки скважин, которые разбуривают во вторую ста­ дию и называют резервными. Резервные скважины предусмат­ риваются с целью вовлечения в разработку отдельных линз, зон выклинивания и застойных зон, которые не вовлекаются в раз­ работку скважинами основного фонда в пределах контура их размещения. Число резервных скважин обосновывается с уче­ том характера и неоднородности пластов (их прерывистости), плотности сетки скважин, соотношения вязкости нефти и воды и т. д. Число резервных скважин может составлять до 30 % ос­ новного фонда скважин. Их место размещения следует плани­ ровать в более ранние сроки разработки. Отметим, что для

замены фактически ликвидированных скважин из-за старения (физического износа) или по техническим причинам (в резуль­ тате аварий при эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин) требуется обосновывать также число скважин-дубле­ ров, которое может достигать 10—20 % фонда.

По темпу ввода скважин в работу можно выделить одновре­ менную (еще называют «сплошная») и замедленную системы разработки залежей. В первом случае темп ввода скважин в ра­ боту быстрый — все скважины вводят в работу почти одновре­ менно в течение первых одного — трех лет разработки объекта. При большом сроке ввода систему называют замедленной, ко­ торую по порядку ввода скважин в работу различают на си­ стемы сгущающуюся и ползучую. Сгущающуюся систему целе­ сообразно применять на объектах со сложным геологическим строением. Она соответствует принципу двухстадийного разбу­

разработки крупных отечественных месторождений ползучая и сгущающаяся системы разработки комплексно сочетаются. Только трудные природные (топи, болота) и геологические ус­ ловия определили применение ползучей системы на Самотлорском месторождении.

Системы разработки с размещением скважин по равномер­ ной сетке считают целесообразными при режимах работы пласта с неподвижными контурами (режим растворенного газа, грави­ тационный режим), т. е. при равномерном распределении по площади пластовой энергии. В СССР в основном по треуголь­ ной сетке разбурено большинство эксплуатационных объектов Азербайджана, Туркмении, Западной Украины, Северного Кав­ каза и др.

Системы разработки с размещением скважин по неравномер­ ной сетке аналогично различают: по плотности сетки; по темпу ввода скважин в работу (ввода рядов скважин — работают один ряд, два, три); по порядку ввода скважин в работу. Дополни­

положению рядов и скважин — с выдержанными расстояниями между рядами и между скважинами в рядах и с уплотнением центральной части площади.

Такие системы широко использовали при режимах работы пласта с подвижными контурами (водо-, газонапорный, на­ порно-гравитационный и смешанный режимы). При этом сква­ жины размещали рядами, параллельными первоначальному кон­ туру нефтеносности. Такую систему начали применять у нас впервые в 1930 г. на Новогрозненском, затем на Туймазинском (20 • 104м2/скв при расстояниях между рядами 500 м и между

рождениях. При современном проектировании первоначальная расстановка скважин почти всегда равномерная.

Вид используемой энергии. В зависимости от вида энергии, используемой для перемещения нефти, различают: системы раз­ работки нефтяных залежей при естественных режимах, когда используется только естественная пластовая энергия (т. е. си­ стемы разработки без поддержания пластового давления); си­ стемы разработки с поддержанием пластового давления, когда применяются методы регулирования баланса пластовой энергии путем искусственного ее пополнения. По методам регулирова­ ния баланса пластовой энергии выделяют: системы разработки с искусственным заводнением пластов; системы разработки с за­ качкой газа в пласт.

Системы разработки с искусственным заводнением пластов

могут осуществляться по следующим основным вариантам:

контуром нефтеносности на расстоянии 100—1000 м. Его приме­ няют на объектах с малорасчлененными по толщине продуктив­ ными пластами, обладающими сравнительно высокой гидропро­ водностью, при небольшой ширине залежей (до 4—5 км, а при наиболее благоприятном строении пластов и более). Примерами могут служить Туймазинское месторождение (Башкирия), где начали впервые применять заводнение в СССР (1948 г.), де­ вонская залежь Бавлинского месторождения (Татария), ясно­ полянская залежь Ярино-Каменоложского месторождения (Пермская обл.) и др. Оно не получило широкого распростра­ нения.

2. ПриКочтурное заводнение, когда нагнетательные сква­ жины размещают в водонефтяной зоне в непосредственной бли­ зости от внешнего контура нефтеносности. Его применяют вместо законтурного заводнения на залежах с проявлением так называемого барьерного эффекта на водонефтяном разделе или при сниженной проницаемости пласта в законтурной зоне. Гид­ родинамическая связь законтурной и нефтеносной частей может ухудшиться вследствие окисления тяжелых фракций нефти на водонефтяНом разделе, разрывных нарушений, литологических замещений и др. Приконтурное заводнение удачно запроекти­ ровано, наПример, по пласту Сш Дмитровского месторождения

(Куйбышевская обл.).

3. ВнутриКонтурное заводнение, которое применяют в основ­ ном на объектах с большими площадями нефтеносности (сотни квадратны* Километров и более). При законтурном заводнении одновременно может работать не более трех рядов скважин