Материал: Разработка нефтяных месторождений.

тей. Пласты с существенно различной вязкостью нефти быва­ ет нецелесообразно объединять в один объект, так как их мож­ но разрабатывать с применением различной технологии извле­ чения нефти из недр с различными схемами расположения и плотностью сетки скважин. Резко различное содержание пара­ фина, сероводорода, ценных углеводородных компонентов, про­ мышленное содержание других полезных ископаемых также может стать причиной невозможности совместной разработки пластов как одного объекта вследствие необходимости исполь­ зования существенно различной технологии извлечения нефти

идругих полезных ископаемых из пластов.

3.Фазовое состояние углеводородов и режим пластов. Раз­ личные пласты, залегающие сравнительно недалеко друг от дру­ га по вертикали и имеющие сходные геолого-физические свойст­

ва, в ряде случаев бывает нецелесообразно объединять в один объект в результате различного фазового состояния пластовых углеводородов и режима пластов. Так, если в одном пласте имеется значительная газовая шапка, а другой разрабатывается при естественном упруговодонапорном режиме, то объединение их в один объект может оказаться нецелесообразным, так как для их разработки потребуются различные схемы расположения и числа скважин, а также различная технология извлечения нефти и газа.

jL Условия управления процессом разработки нефтяных мес­ торождений. Чем больше пластов и пропластков включено в один объект, тем технически и технологически труднее осущест­ влять контроль за перемещением разделов нефти и вытесняю­ щего ее агента (водонефтяных и газонефтяных разделов) в от­ дельных пластах и пропластках, труднее осуществлять раздель­ ное воздействие на пропластки и извлечение из них нефти и га­ за, труднее изменять скорости выработки пластов и пропласт­ ков. Ухудшение условий управления разработкой месторожде­ ния ведет к уменьшению нефтеотдачи.

5. Техника и технология эксплуатации скважин. Могут быть многочисленные технические и технологические причины, при­ водящие к целесообразности или нецелесообразности примене­ ния отдельных вариантов выделения объектов. Например, если из скважин, эксплуатирующих какой-то пласт или группы пла­ стов, выделенных в объекты разработки, предполагается отби­ рать настолько значительные дебиты жидкости, что они будут предельными для современных средств эксплуатации скважин. Поэтому дальнейшее укрупнение объектов окажется невозмож­ ным по технической причине.

В заключение следует еще раз подчеркнуть, что влияние каждого из перечисленных факторов на выбор объектов раз­ работки должно быть сначала подвергнуто технологическому и технико-экономическому анализу и только после него можно принимать решение о выделении объектов разработки.

13

§ 2. КЛАССИФИКАЦИЯ И ХАРАКТЕРИСТИКА СИСТЕМ РАЗРАБОТКИ

Данное в предыдущем параграфе определение системы раз­ работки нефтяного месторождения — общее, охватывающее весь комплекс инженерных решений, обеспечивающих ее по­ строение для эффективного извлечения полезных ископаемых из недр. Для характеристики различных систем разработки место­ рождений в соответствии с этим определением системы необхо­ димо использовать большое число параметров. Однако на прак­ тике системы разработки нефтяных месторождений различают по двум наиболее характерным признакам:

1) наличию или отсутствию воздействия на пласт с целью извлечения нефти из недр;

2) расположению скважин на месторождении.

По этим признакам классифицируют системы разработки нефтяных месторождений. Можно указать четыре основных па­ раметра, которыми характеризуют ту или иную систему разра­

метр 5 СД, равный площади нефтеносности, приходящейся на од­ ну добывающую скважину.

2. Параметр А. II. Крылова NKV, равный отношению извле­

4. Параметр соР, равный отношению числа резервных сква­ жин, бурящихся дополнительно к основному фонду скважин на месторождении к общему числу скважин. Резервные скважины бурят с целью вовлечения в разработку частей пласта, не охва­ ченных разработкой в результате выявившихся в процессе экс­ плуатационного его разбуривания не известных ранее особенно­ стей геологического строения этого пласта, а также физических свойств нефти и содержащих ее пород (литологической неодно­ родности, тектонических нарушений, неньютоновских свойств

14

I

нефти и т. д.). Если число скважин основного фонда на место­ рождении составляет п, а число резервных скважин пр, то

разработки нефтяных месторождений с точки зрения геометрии расположения скважин, таких, как расстояния между рядами или батареями скважин, между скважинами в рядах и т. д. Об этих параметрах будет сказано ниже.

Применяют следующую классификацию систем разработки нефтяных месторождений по двум указанным выше признакам.

1. Системы разработки при отсутствии воздействия на плас­ ты. Если предполагается, что нефтяное месторождение будет разрабатываться в основной период при режиме растворенного газа, для которого характерно незначительное перемещение во­ донефтяного раздела, т. е. при слабой активности законтурных вод, то применяют равномерное, геометрически правильное расположение скважин по четырехточечной (рис. 2) или трех­ точечной (рис. 3) сетке. В тех же случаях, когда предполагает­ ся определенное перемещение водонефтяного и газонефтяного разделов, скважины располагают с учетом положения этих раз­ делов (рис. 4).

Параметр плотности сетки скважин 5 С, вообще говоря, мо­ жет изменяться в очень широких пределах для систем разра­ ботки без воздействия на пласт. Так, при разработке место­ рождений сверхвязких нефтей (вязкостью в несколько тысяч 10_3 Па-с) он может составлять 1—2-104 м2/скв. Нефтяные месторождения с низкопроницаемыми коллекторами (сотые доли мкм2) разрабатывают при 5 С=10—20-104 м2/скв. Конечно, разработка как месторождений высоковязких нефтей, так и месторождений с низкопроницаемыми коллекторами при ука­ занных значениях 5 Сможет быть экономически целесообразной при значительных толщинах пластов, т. е. при высоких значе-

15

Рис. 4. Расположение скважин с учетом водонефтяного и газонефтяного разде­ лов:

1 — внешний контур нефтеносности; 2 — внут­ ренний контур нефтеносности; 3 — добывающие скважины; 4 — внешний контур газоносности; 5 — внутренний контур газоносности

Рис. 5. Расположение скважин при за­ контурном заводнении:

ниях параметра А. П. Крылова или при небольших глубинах залегания разрабатываемых пластов, т. е. при небольшой стои­ мости скважин. Для разработки обычных коллекторов S c = = 25—64-104 м2/скв.

При разработке месторождений с высокопродуктивными тре­ щиноватыми коллекторами S c может быть равен 70—100-

• 104 м2/скв и более.

Параметр NKP также изменяется в довольно широких преде­ лах. В некоторых случаях он может быть равен одному или не­ скольким десяткам тысяч тонн нефти на скважину, в других —

в м2/скв.

Формулу (1.5) можно использовать для вычисления средних условных расстояний между скважинами при любых схемах их расположения.

Для систем разработки нефтяных месторождений без воз­ действия на пласт параметр со, естественно, равен нулю, а па­ раметр (Dp может составлять в принципе 0,1—0,2, хотя резерв­ ные скважины в основном предусматривают для системы с воз­ действием на нефтяные пласты.

16

Системы разработки нефтяных месторождений без воздей­ ствия на пласты в СССР применяют редко, в основном в слу­ чае длительно эксплуатируемых сильно истощенных месторож­ дений, разработка которых началась задолго до широкого раз­ вития методов заводнения (до 50-х гг.); при разработке срав­ нительно небольших по размерам месторождений с активной законтурной водой, месторождений, содержащих сверхвязкие неглубоко залегающие нефти, или месторождений, сложенных низкопроницаемыми глинистыми коллекторами. За рубежом разработка месторождений без воздействия на нефтяные плас­ ты продолжает осуществляться в больших, чем в СССР, мас­ штабах, особенно в случаях пластов с трещиноватыми коллек­ торами при высоком напоре законтурных вод.

2.Системы разработки с воздействием на пласты.

2.1.Системы с законтурным воздействием (заводнением). На рис. 5 в плане и в разрезе показано расположение добывающих

инагнетательных скважин при разработке нефтяного место­ рождения с применением законтурного заводнения. Здесь два ряда добывающих скважин пробурены вдоль внутреннего кон­ тура нефтеносности. Кроме того, имеется один центральный ряд добывающих скважин.

Помимо параметра 5 С для характеристики систем с закон­ турным заводнением можно использовать дополнительные па­ раметры, такие, как расстояние между контуром нефтеносности

жины расположены за внешним контуром нефтеносности. Пока­ занное на рис. 5 размещение трех рядов добывающих скважин характерно для сравнительно небольших по ширине месторож­ дений. Так, при расстояниях между рядами, а также между ближайшим к контуру нефтеносности рядом и самим контуром нефтеносности, равных 500—600 м, ширина месторождения Ь составляет 2—2,5 км. При большей ширине месторождения на его нефтеносной площади можно расположить пять рядов до­ бывающих скважин. Однако дальнейшее увеличение числа ря­ дов скважин, как показали теория и опыт разработки нефтяных месторождений, нецелесообразно. При числе рядов добывающих скважин больше пяти центральная часть месторождения слабо подвергается воздействию законтурным заводнением, пластовое давление здесь падает и эта часть разрабатывается при режи­ ме растворенного газа, а затем после образования ранее не су­ ществовавшей (вторичной) газовой шапки — при газонапорном. Естественно, законтурное заводнение в данном случае окажется малоэффективным воздействием на пласт.

Системы разработки нефтяного месторождения с примене­ нием законтурного заводнения, как и все системы с воздейст­ вием на пласт, отличаются от систем без воздействия на пласт, как правило, большими значениями параметров 5 Си NKP, т. е.