Файл: Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки.pdf

В настоящее время нет никаких оснований утверждать, что нефтеотдача при площадном заводнении хуже, чем при многорядной системе. Наоборот, для

заводнения с начала разработки экономически более эффективно, чем многоряд­ ных систем.

Возникает вопрос, чем же тогда объяснить тот факт, что применение пло­ щадного Заводнения с самого начала разработки проектируется и осуществляется лишь в вынужденных условиях, т. е. только тогда, когда пласт имеет настолько плохие коллекторские свойства, что ни одна другая система не обеспечивает не­ обходимых темпов разработки?

Вероятно, в первую очередь это объясняется тем, что, как правило, там, где средняя проницаемость мала, она очень сильно меняется по площади и по разрезу, а сами продуктивные пласты имеют множество зон выклинивания и замещения их непроницаемыми породами. В таких пластах должно наблюдаться и наблюда­ ется в действительности более неравномерное, чем в обычных условиях, продви­ жение водонефтяного контакта и как следствие этого более ранний прорыв воды в эксплуатационные скважины и пониженная конечная нефтеотдача. Это поло­ жение усугубляется при повышенной вязкости нефти. Однако ухудшение нефте­ отдачи й повышение добычи попутной воды в таких пластах обусловлено не по­ роками системы площадного заводнения, а природными свойствами этих пластов. При применении площадного заводнения с самого начала разработки в пластах со средней степенью неоднородности или в более однородных по проницаемости пластах (непрерывных или прерывистых), содержащих к тому же нефть невысо­ кой вязкости (1—3 мПа*с), т. е. там, где используют многорядные системы внутриконтурного заводнения, будут достигнуты сравнительно высокая конечная нефтеотдача и сравнительно небольшая добыча попутной воды.

В последние годы теоретические исследования и промысловые испытания показали возможность повышения охвата процессом заводнения сильно неодно­ родных пластов путем периодического изменения давления в отдельных зонах пласта в результате изменения режимов работы нагнетательных и эксплуатаци­ онных скважин (речь идет о так называемом циклическом воздействии на пласт). Именно при площадном заводнении создаются наиболее благоприятные условия для интенсивного и быстрого изменения давления в любой точке пласта и, следо­ вательно, для применения метода циклического воздействия на пласт.

В последние годы начинают внедрять методы теплового воздействия путем закачки горячей воды и пара не только на месторождениях с высоковязкими нефтями, но и на залежах с маловязкими нефтями в сочетании с заводнением. Именно при площадном заводнении легче охватить тепловым воздействием боль­ шую часть пласта.

Лабораторные и промысловые эксперименты по улучшению нефтеотдачи при заводнении путем добавки в закачиваемую воду небольшого количества поли­ меров показали, что при этом резко повышается вязкость воды. Очевидно, этот метод будет эффективнее при площадной системе заводнения.

Возможности эффективного регулирования процесса разработки месторо­ ждений путем раздельной закачки воды в различные прослои под разным давле­ нием также возрастают при системе площадного заводнения.

Применяя площадное заводнение на труднодоступных и трудноосваиваемых площадях, можно получить намеченный уровень добычи нефти при одновременной работе на меньшем числе объектов, концентрируя на них усилия строительных организаций и сразу более капитально их обустраивая. Это в свою очередь при­ ведет к дополнительной экономии средств и улучшению условий труда нефтяни­ ков в трудных для освоения районах.

При бурении и добыче с эстакад или с индивидуальных оснований с приме­ нением наклонно-направленных скважин площадное заводнение также дает ряд преимуществ, так как позволяет более независимо вводить отдельные участки залежи и иметь стандартные ячейки для разбуривания и обустройства.

В ряде случаев (при значительной газовой шапке, отсутствии напора крае­ вых вод, недостатке воды в районе залежи и наличии на том же или на соседнем месторождении горизонтов, богатых газом, особенно газом высокого давления)

115

необходимо рассмотреть целесообразность поддержания давления путем, нагне­ тания газа. Хотя полнота вытеснения нефти из пласта газом несколько ниже, чем водой, тем не менее при условиях, особо благоприятных для нагнетания в пласт газа и неблагоприятных для закачки воды, этот, метод может оказаться экономически более эффективным, чем заводнение. Наконец, в отдельных слу­ чаях закачка воды в пласт может оказаться и просто неосуществимой, как напри­ мер, при большой глинизации коллектора, разбухающего и самозакупоривающегося при нагнетании воды.

Для поддержания пластового давления газ можно закачивать либо концен­ трированно (в наиболее повышенную часть залежи), либо по всей площади (пло­ щадная закачка газа).

Если на залежи имеется газовая шапка, газ закачивают непосредственно в эту «шапку» с целью поддержания в ней давления на уровне начального дав­ ления или с целью замедления его падения по мере расширения газовой шапки

впроцессе разработки.

Вслучае отсутствия газовой шапки, но при наличии условий, благоприятных для закачки газа и неблагоприятных для нагнетания воды, следует создать ис­ кусственную газовую шапку, нагнетая газ в группу или цепочку скважин (в за­ висимости от формы залежи), расположенных в своде структуры или другом на­ иболее повышенном месте залежи.

При крайне низкой проницаемости пласта может оказаться целесообразным площадная закачка газа с самого начала разработки. При этом необходимо учи­ тывать, что поскольку вязкость газа значительно меньше вязкости нефти, то степень вытеснения нефти газом при площадной закачке будет ниже, чем при площадном заводнении и при закачке газа в естественную или искусственную газовую шапку. По той же причине при площадной закачке удельный расход газа

больше удельного расхода воды. Поэтому площадное нагнетание газа, как пра­ вило, следует применять лишь на пластах с очень низкой проницаемостью, для которых к тому же установлена невозможность площадного заводне­ ния.

Площадное нагнетание газа может быть также целесообразно, если есть возможность обогатить его промежуточными компонентами и (или) нагнетать под высоким давлением, обеспечив сместимость закачиваемого агента с нефтью и достижение высокой нефтеотдачи.

Иногда энергии напора краевых вод или газовой шапки недостаточно для разработки месторождения на напорном режиме, а никакие методы воздей­ ствия на пласт невозможны или нерентабельны. Например, в коллекторах с двумя видами рористого пространства: между зернами породы и в трещинах; когда основные запасы нефти сосредоточены в порах между зернами, но прони­ цаемость этих пор ничтожна и, во всяком случае, значительно ниже проница­ емости трещин, в которых сосредоточена незначительная часть запасов нефти. В этом случае, если отсутствует или мала капиллярная пропитка, вытеснение нефти водой приведет к извлечению только той части нефти, которая находится в трещинах. Основная же масса нефти в межзерновых порах останется неизвлеченной. Неэффективно в этом случае и нагнетание газа. Другим примером неэф­ фективности применения закачки воды или газа, даже в форме площадной за­ качки, может служить месторождение нефти с пластом, имеющим многочислен­ ные, расположенные очень близко (в десятках и сотне метров) друг от друга тектонические и литологические границы, т. е. залежи, разбитые тем пли иным путем на множество мелких блоков. На таком месторождении для более или ме­ нее полного охвата залежи процессом разработки на напорных режимах приш­ лось бы пробурить большое число скважин, так как на каждый блок для его раз­ работки в этом случае необходимо иметь, по крайней мере, одну нагнетательную скважину, что может привести к нерентабельности применения методов воздей­ ствия на пласт.

Во всех этих случаях придется также предусмотреть принципиальную тех­ нологическую схему разработки без воздействия на пласт, но уже не потому, что оно излишне, а потому, что оно невозможно или нецелесообразно. Процесс разработки придется осуществлять не при напорном вытеснении нефти водой или газом, а при режиме истощения — режиме растворенного газа.

116

§ 3. ВЫБОР ВАРИАНТОВ РАЗРАБОТКИ

ДЛЯ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОГО АНАЛИЗА И ИХ ОБОСНОВАНИЕ

После того как выбран ряд вариантов принципиальных схем разработки и воздействия на пласт (среди них могут быть также и схемы без какого бы то ни было воздействия), необходимо наметить расчетные варианты разработки залежи. Эти варианты должны охватывать все практически доступные возможности и разновидности процесса разработки в пределах каждой из выбранных прин­ ципиальных схем, за исключением, конечно, явно не рентабельных.

Расчетные варианты должны варьировать в достаточно широком диапазоне изменением числа добывающих и нагнетательных скважин, режимами их работы, а в некоторых случаях и схемой их размещения. Причем набор расчетных вариан­ тов, по которым в дальнейшем проводятся гидродинамические и экономические расчеты и последующий анализ, зависит от выбора принципиальной схемы раз­ работки.

О т с у т с т в и е п о д д е р ж а н и я д а в л е н и я . Наиболее просто наметить расчетные варианты в тех случаях, когда залежь может быть разрабо­ тана за счет запаса естественной плэстоеой энергии: напора краевых вод, газа газовой шапки или, наконец, за счет режима растворенного газа.

В этом случае сразу отпадают все варианты, отличающиеся числом и разме­ щением нагнетательных скважин, и остается выявить влияние на основные по­ казатели системы разработки числа добывающих скважин, их размещения и изменения режима работы.

В большинстве случаев вопрос о размещении того или иного заданного числа добывающих скважин решается в общем виде, т. е. заданное число скважин ос­ новного фонда размещается наилучшим образом (как это описано в следующей главе). Тогда расчетные варианты будут отличаться: 1) числом добывающих скважин; 2) режимом работы добывающих скважин.

Для выбора расчетного числа скважин необходимо прежде всего наметить центральный вариант, при котором расстояния между скважинами наиболее удачны, как об этом можно судить на основании имеющегося опыта проектиро­ вания разработки залежей со сходными условиями или, в крайнем случае, на основании интуитивных представлений. Помимо основного варианта необходимо наметить еще один-два варианта с более редкой сеткой скважин — с меньшим их числом и один-два варианта с более плотной сеткой (всего три-пять вариантов отличающихся числом добывающих скважин). Причем крайние варианты с наибольшим и с наименьшим числом скважин должны заведомо выходить за пределы, в которых может находиться наилучший вариант.

Выполнение расчетов по намеченным вариантам при указанном выборе числа скважин в каждом из них позволяет получить зависимость основных показателей разработки в широких диапазонах их изменения.

Составляя расчетные варианты размещения скважин для разработки при ре­ жимах вытеснения нефти водой или газом газовой шапки, необходимо помнить, что при одновременной работе нескольких рядов происходит экранизация их друг от друга. Как показали специальные исследования, в большинстве случаев целесообразно, чтобы с одной стороны от того или иного источника питания (ес­ тественного или искусственного) не было бы более трех одновременно работающих рядов.

Необходимо также наметить расчетные варианты, отличающиеся режимом работы добывающих скважин. Критерием для выбора расчетных режимов работы скважин являются минимальное забойное давление, необходимое для фонтани­ рования скважин; давление насыщения пластовой нефти газом; минимальное давление, необходимое для нормальной работы центробежного или плунжерного глубинного насоса; предельный максимально допустимый дебит скважины (или предельный удельный дебит с одного метра толщины пласта).

Не всегда все эти критерии могут быть приемлемыми. Например, для зале­ жей, пласты которых сложены прочными устойчивыми породами (хорошо сце­ ментированными песчаниками, известняками и т. п.), отпадает ограничение в де­ бите, так как с этой точки зрения дебит скважин, эксплуатирующихся в подоб­

117

ных условиях, практически неограничен. Напротив, для пород очень слабых и неустойчивых могут оказаться излишними все предельные критерии по забой­ ным давлениям, так как их нельзя достичь в результате ограничения дебита.

Во всех случаях необходимо как можно полнее исследовать все возможности интенсификации нефтедобычи за счет установления высоких дебитов каждой скважины, т. е. исследовать возможности наиболее эффективного использования скважин и устанавливаемого на них оборудования.

В зависимости от конкретных условий можно выбрать два-три расчетных ре­ жима работы скважин. Если анализировать влияние этих режимов при каждой из рассматриваемых сеток скважин, то придется рассмотреть от 6 до 15вариантов. Чтобы уменьшить объем расчетной работы, во многих случаях можно рассмотреть крайние варианты по числу скважин лишь при одном или двух режимах работы скважин, которые кажутся наиболее предпочтительными. При этом должна быть уверенность, что исключенные из анализа сочетания режимов работы и сеток скважин не обеспечивают более высокие показатели разработки. Иногда при проектировании разработки небольших залежей с высокопроницаемым коллек­ тором и обширной или высоконапорной пластовой системой возникают несколько другие задачи.

Залежь небольшая, поэтому сроки ее разработки при использовании пол­ ностью добывных возможностей скважин даже при отсутствии какого-либо воз­ действия на пласт могут оказаться очень короткими. Кроме того, кривая добычи при поддержании на забоях скважин постоянного минимально допустимого дав­ ления будет резко падать во времени. Поэтому возникают такие вопросы: какой может быть допустимый минимальный срок разработки; нужно ли в первый пе­ риод ограничивать дебиты скважин, чтобы получать примерно постоянный уро­ вень добычи нефти с залежи; какое минимальное число скважин допустимо с то­ чки зрения обеспечения полноты извлечения нефти из пласта?

В этом случае число скважин можно установить лишь путем исследования влияния на коэффициент нефтеотдачи плотности сетки скважин в условиях данной залежи. По этим же соображениям определяют рациональное размещение сква­ жин. Затем намечают несколько вариантов режимов работы, исходя не из воз­ можностей одной скважины по дебиту или забойному давлению, а по сроку раз­ работки залежи и по дебиту нефти со всей залежи. Если же выбранное таким путем число скважин не может обеспечить желательного темпа разработки даже при наиболее интенсивных режимах их эксплуатации, то необходимо дополни­ тельно рассмотреть варианты с большим числом скважин, которое позволит до­ стигнуть не только сравнительно высокую отдачу, но и желательный уровень текущей добычи нефти.

З а к о н т у р н о е з а в о д н е н и е . В случае применения законтурного заводнения, точно так же, как и при его отсутствии, должны быть рассмотрены от одного до трех различных вариантов по режиму работы добывающих скважин и три—пять вариантов по числу скважин. Кроме того, необходимо исследовать различные варианты расположения нагнетательных скважин и их числа при раз­ личных давлениях, поддерживаемых на линии расположения нагнетательных скважин.

При законтурном заводнении нагнетательные скважины, располагают за пределами нефтеносной части продуктивного пласта в зоне, занятой водой (за внешним контуром нефтеносности).

Линию нагнетания (так принято именовать линию, проходящую через на­ гнетательные скважины и связывающую их) намечают на некотором расстоянии за внешним контуром нефтеносности. Это расстояние зависит от таких факторов, как:

а) степень разведанности залежи — степень достоверности установления местоположения внешнего контура нефтеносности, что в свою очередь зависит не только от числа пробуренных скважин, но также и от угла падения продуктив­ ного пласта и его постоянства;

б) предполагаемое расстояние между нагнетательными скважинами; в) расстояние между внешними и внутренними контурами нефтеносности

и между внутренним контуром нефтеносности и первым рядом добывающих скважин.

118

Чем лучше степень разведанности, чем достовернее определено местоположе­ ние внешнего контура нефтеносности, чем круче и выдержаннее пласт, тем бли­ же к контуру можно наметить линию нагнетания. Смысл этого требования за­ ключается в гарантии от заложения нагнетательных скважин в нефтеносной части пласта. Чем больше будет расстояние между нагнетательными скважинами, тем больше должно быть и расстояние от контура нефтеносности до линии на­ гнетания. Выполнение этого требования обеспечивает сохранение формы кон­ туров нефтеносности без резких языков вторжения воды в нефтяную часть пласта против нагнетательных скважин. Чем больше расстояние между внутренним и внешним контурами нефтеносности, тем большие расстояния можно установить между нагнетательными скважинами, так как при удалении зоны эксплуатации от зоны нагнетания в меньшей мере будет проявляться взаимодействие отдельных нагнетательных и добывающих скважин, оно будет сказываться в виде взаимодей­ ствия линий нагнетания и отбора. Смысл этого требования также заключается в достижении равномерности перемещения водонефтяного контакта.

Необходимо отметить, что в этом отношении невозможно заранее установить местоположение линий нагнетательных скважин. Значение всех вышеперечислен­ ных факторов, хотя, вообще говоря, и сохраняется, но в значительной мере те­ ряет свою силу по мере увеличения неоднородности и изменчивости пласта от участка к участку по толщине и проницаемости. Это происходит потому, что из­ менения толщины и в особенности проницаемости пласта начинают сильнее ска­ зываться на фильтрационном потоке и, следовательно, на характере перемещения контуров нефтеносности, чем на расположении нагнетательных скважин. В ре­ зультате в пластах с большой степенью изменчивости проницаемости по площади роль вышеперечисленных факторов может оказаться весьма малой. Остается единственный фактор — чем ближе расположена линия нагнетания к линии от­ боров, тем меньше будут фильтрационные сопротивления и тем, следовательно, эффективнее будет нагнетание. Поэтому обычно нагнетательные скважины распо­ лагают возможно ближе к внешнему контуру нефтеносности — на расстоянии от нуля до 200—300 м в зависимости от угла наклона пласта и расположения эксплуатационных скважин, обеспечивая по существу только непопадание на­ гнетательных скважин в нефтенасыщенную часть пласта.

Число нагнетательных скважин в большинстве случаев определяется путем гидродинамических расчетов, которые приведены в гл. VIII. При значительной приемистости скважин, когда по расчетным данным получают небольшое число нагнетательных скважин, число скважин устанавливают с учетом обеспечения сравнительно равномерного охвата всей залежи процессом поддержания давления и обеспечения сравнительно равномерного перемещения водонефтяного контакта. Таким образом, наметив местоположение линии нагнетательных скважин, опре­ деление их числа следует отложить до соответствующих расчетов.

Для эффективности разработки необходимо правильно выбрать давление, которое будет затем поддерживаться в процессе разработки на линии нагнетания. С этой Целью необходимо рассмотреть несколько расчетных вариантов, отлича­ ющихся Давлением на линии нагнетания. В основном варианте обычно принимают давление на линии нагнетания равным первоначальному давлению в пласте. При этом полностью соблюдается баланс отбираемой и закачиваемой в пласт жидкости. Кроме того, необходимо рассмотреть возможности интенсификации процесса разработки путем повышения давления на линии нагнетания выше на­ чального пластового, а в некоторых случаях и возможность поддержания на линии нагнетания давления ниже начального пластового, благодаря чему объем закачиваемой воды можно сократить за счет поступления воды из законтурной области Под действием естественного напора краевых вод. Таким образом, помимо основного варианта необходимо в расчеты включить варианты с пониженным или повышенным давлением на линии нагнетания (обычно один-два варианта при по­ ниженном или повышенном давлении в зависимости от возможного диапазона его изменения на линии нагнетания).

После расчетов по нескольким вариантам интенсивности поддержания (или повышения) давления можно определить характеристику зависимости основных показателей разработки от давления на линии нагнетания. Чтобы сэкономить время, необходимое для выполнения расчетов, следует несколько сократить число

119