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

расчетных вариантов, рассматривая влияние давления на линии нагнетания не при всех сетках добывающих скважин и не при всех режимах их работы, а при одном-двух и, в особых случаях, трех основных вариантах.

В н у т р и к о н т у р н о е з а в о д н е н и е . При внутриконтурном за­ воднении, точно так же как и в рассмотренных выше случаях, необходимо наме­ тить три—пять расчетных вариантов с различным числом добывающих скважин и один-три варианта с различными режимами эксплуатации этих скважин. Так же как и при законтурном заводнении, следует исследовать эффективность поддер­ жания давления на линии нагнетания на различном уровне по меньшей мере при трех вариантах с различным давлением. Однако прежде всего необходимо исследовать различные возможности в отношении местоположения нагнетатель­ ных скважин.

При определении мест, где нужно будет пробурить нагнетательные скважины, необходимо в первую очередь учитывать особенности геологического строения продуктивного пласта, изменение его толщины и проницаемости, абсолютные зна­ чения этих параметров, степень монолитности или, наоборот, расчлененность пласта на отдельные прослои (фациальную изменчивость пласта) и характер из­ менения насыщенности пласта нефтью и водой (возможное наличие воды внутри

Намечаемое расположение нагнетательных скважин должно преследовать следующие цели.

1. Обеспечение во всех точках нефтяной залежи эффективного поддержания пластового давления. Поэтому нагнетательные скважины должны вскрывать

2. Получение максимальной нефтеотдачи. Для этого процессом вытеснения нефти водой должны сразу или последовательно охватываться все точки пласта. При этом по возможности не должны оставаться различные тупиковые и застой­ ные области, в которых могли бы остаться не промытые водой участки продуктив­ ного пласта.

3.Продолжительность разработки отдельных зон, участков или площадей,

атакже всей залежи в целом не должна превышать сроков, удовлетворяющих потребности народного хозяйства.

Необходимо отметить, что внутриконтурное заводнение можно эффективно применять в следующих двух принципиально отличных друг от друга случаях:

1)при разработке крупных залежей с целью интенсификации процесса разра­ боткиji 2) для небольших залежей в случае: а) невозможности или малой эффек­

тивности применения законтурного заводнения из-за плохой проницаемости в законтурной части (выклинивание пласта и т. п.) и б) в помощь законтурному заводнению (при низкой проницаемости, наличии зон выклинивания и т. п. в пре­ делах нефтяной залежи, плохом охвате пласта воздействием законтурными нагнетательными скважинами и т. д.).

В первом случае залежь либо «разрезается» на отдельные площади или участ­ ки, каждый из которых разрабатывается как относительно самостоятельная за­ лежь, либо ряды нагнетательных скважин не везде соединяются друг с другом, а проводятся таким образом, чтобы поблизости от них можно было бы располо­ жить возможно большее число добывающих скважин (залежь как бы «надрезается» рядами нагнетательных скважин).

Исходя из этого, «разрезающие» и «надрезающие» ряды нагнетательных сква­ жин должны проектироваться:

1) вдоль контуров нефтеносности по отдельным пластам и пропласткам, разрабатываемым единой сеткой добывающих скважин;

2) в местах с достаточно хорошими коллекторскими свойствами продуктивных пород, что облегчает освоение нагнетательных скважин;

3) в местах наиболее пониженных (по линиям естественного разрезания залежи водяными зонами, вклинивающимися в чисто нефтяную залежь);

120

4) перпендикулярно к линиям замещения проницаемых продуктивных по­

род непроницаемыми породами (перпендикулярно к линиям выклинивания) — вблизи от этих линий;

5) таким образом, чтобы выделяемые площади и участки имели бы форму

и размеры, обеспечивающие их разработку в сроки, не превышающие максималь­ но допустимые;

6) с учетом поверхностных сооружений и главным образом местоположения населенных пунктов (в районе населенных пунктов следует размещать только нагнетательные скважины, а добывающие — за пределами населенных пунктов).

Во втором случае залежь также «разрезается» или «надрезается» рядами на­ гнетательных скважин с учетом изложенных соображений, но число возможных вариантов расположения нагнетательных рядов при этом сильно ограничивается естественными границами залежи, границами перехода фаций и т. п.

После определения местоположения рядов нагнетательных скважин следует, как и в случае законтурного заводнения, приступить к выбору расчетных ва­ риантов.

Давление нагнетания определяют как и при законтурном заводнении. Но, поскольку утечки воды в этом случае значительно меньше, то повышение давле­ ния нагнетания бывает гораздо более выгодно, чем при законтурном заводнении.

П л о щ а д н о е з а в о д н е н и е . При площадном воздействии на пласт путем закачки воды расчетные варианты могут различаться:

1)схемой взаимного расположения добывающих и нагнетательных сква­ жин — характером сетки скважин;

2)расстоянием между скважинами — масштабом или плотностью сетки скважин;

3)режимом эксплуатации добывающих скважин;

4)режимом эксплуатации нагнетательных скважин.

Однако в большинстве случаев нет необходимости по каждому из этих по­ казателей рассматривать несколько вариантов. Особенно это относится к пер­ вому и последнему из них.

Схему расположения скважин — систему площадного воздействия на пласт — в большинстве случаев можно выбрать без проведения гидродинамических рас­ четов и экономического анализа различных вариантов на основании общих соо­ бражений и в зависимости от соотношения вязкостей. Так, для применения пло­ щадного заводнения с начала разработки при часто встречающихся соотношениях вязкостей (когда вязкость нефти в несколько раз превышает вязкость воды) можно рекомендовать четырехскважинную (обращенную семиточечную) систему, при которой добывающие скважины размещены в вершинах правильных шести­ угольников, а нагнетательные в их центрах. На одну нагнетательную скважину при этой схеме их размещения приходится две добывающих, что позволяет полу­ чить максимальный, по сравнению с другими возможными системами удельный дебит жидкости — дебит на одну скважино-единицу (добывающую и нагнетатель­ ную) и каждую единицу перепада давления между добывающими и нагнетатель­ ными скважинами при соотношении вязкостей нефти и воды от 2,5 до 5—6. (При оценке эффективности систем надо учитывать, что фазовая проницаемость для воды при закачке ее в нефтенасыщенный пласт снижается примерно в 2 раза). Кроме того, при этой системе группа добывающих скважин, окружающих каж­ дую нагнетательную, расположена наиболее равномерно (шестиугольник наиболее близок к кругу), что обеспечивает наилучший охват пласта процессом вытеснения нефти водой. В конечную стадию разработки для улучшения условий вытеснения нефти из промежутков между добывающими скважинами может оказаться целе­ сообразным перевести, например, половину этих скважин в разряд нагнетатель­ ных, осуществив некоторую инверсию системы разработки.

При соотношении вязкостей нефти и воды около двух или несколько меньше максимальный удельный дебит можно получить при пятиточечной системе. Поэтому ей следует отдать предпочтение, хотя необходимо учитывать, что охват пласта процессом вытеснения по площади по этой системе меньше, чем при че­

тырехточечной или семиточечной.

Если вязкости нефти и воды равны, максимальный удельный дебит получают при семиточечной системе с соотношением нагнетательных и добывающих сква-

121

жин 2 1. Такой системе следует отдать предпочтение, когда вязкость нефти мень­ ше вязкости воды.

При соотношении вязкостей нефти и воды, равном 10 и выше, больший удель­ ный дебит может быть достигнут при применении систем заводнения с большим числом добывающих скважин, приходящихся на каждую нагнетательную. При­ мер таких систем: обращенная девятиточечная система с расположением скважин по квадратной сетке и с соотношением нагнетательных и добывающих скважин 1 3, двухрядная система, построенная на базе треугольной сетки, в которой каждая нагнетательная скважина окружена двумя шестиугольниками — малым и большим — с добывающими скважинами, расположенными в их вершинах. Отношение нагнетательных и добывающих скважин 1 8.

Однако наряду с дебитами систем надо учитывать и их способность охватить пласт наиболее полным воздействием, что в случае прерывистого пласта требует большего числа нагнетательных скважин, т. е. для каждого конкретного случая следует сначала проанализировать возможные системы расположения скважин с точки зрения достижения наиболее полного охвата пласта процессом вытесне­ ния и с точки зрения получения максимального удельного дебита нефти.

Выбрав схему размещения скважин, можно приступить к определению расчетных вариантов. Обычно целесообразно принимать от трех до пяти вариан­ тов — по плотности сетки скважины и по расстояниям между ними, от одного до трех вариантов — по режиму эксплуатации добывающих скважин. Режим эксплуатации нагнетательных скважин устанавливается путем задания в них давления на забое или на устье, которое в свою очередь определяется типом насосов.

Тип насосов во многих случаях определяют путем логического анализа. Если же это невозможно, то для технико-экономического анализа одного из ва­ риантов разработки (лучше наиболее предпочтительного) с определенной плот­ ностью сетки скважин и определенным режимом эксплуатации добывающих сква­ жин нужно рассмотреть возможные варианты при различном давлении в нагне­ тательных скважинах.

Н а г н е т а н и е в п л а с т г а з а или п а р а . Расчетный вариант разработки при поддержании пластового давления путем закачки газа в естест­ венную или искусственную газовую шапку наиболее близок к поддержанию давления путем внутриконтурного заводнения небольшой залежи с пониженной проницаемостью в законтурной области, когда вода закачивается в центральную (головную) часть пласта, т. е. к так называемому «осевому» или «центральному» заводнению. Если газовая шапка создается искусственным путем, разница между этими случаями заключается в основном в различии в вязкости и плотности на­ гнетаемого агента.

Поэтому при закачке газа должны быть исследованы такие же расчетные варианты, как и при внутриконтурном заводнении, а именно: три-пять вариантов, отличающихся числом добывающих скважин, один-три варианта по режиму эксплуатации добывающих скважин. Для определения интенсивности поддер­ жания давления (в данном случае по количеству газа, закачиваемого в газовую шапку) следует рассмотреть большее число вариантов (три-пять). Так как про­ цесс нагнетания газа более сложный и дорогой, определение наиболее эффектив­ ного давления нагнетания имеет большее значение. Нагнетательные скважины обычно размещают по площади газовой шапки равномерно, что обеспечивает возможно меньшее взаимодействие их друг с другом. Число нагнетательных скважин вследствие небольшого значения вязкости газа обычно невелико и на­ ходится по данным гидродинамического расчета.

При закачке газа в случае отсутствия естественной газовой шапки нагне­ тательные скважины следует располагать в том месте, где находилась бы газовая шапка (если бы в пласте имелся свободный газ). В первое время в этом случае, как и при внутриконтурном заводнении, для ускорения процесса целесообразно нагнетать газ не во все намеченные скважины, а через одну, осуществляя интен­ сивный отбор нефти из промежуточных скважин до прорыва в них газа, после чего следует нагнетать газ и в эти скважины.

При очень низких коллекторских свойствах пласта, а также для крупных залежей с плохими коллекторскими свойствами, когда заводнение невозможно

122

или малоэффективно даже в форме площадного, целесообразно рассмотреть возможность Площадной закачки газа с самого начала разработки или на сравни­ тельно ранней стадии разработки. В этом случае необходимо рассмотреть такую же совокупность расчетных вариантов, как при площадном заводнении.

Поскольку вязкость газа обычно на два-три порядка меньше вязкости нефти, то с точки зрения достижения максимального дебита обобщенной скважины (до­ бычи нефти, отнесенной к общему числу добывающих и нагнетательных скважин) предпочтительны системы с большим числом добывающих скважин, приходя­ щихся на одну нагнетательную. Однако такие системы, как уже говорилось, могут не обеспечивать полного охвата пласта воздействием, особенно при боль­ шой неоднородности пласта, в первую очередь за счет его прерывистости. При нагнетании такого высоко подвижного агента, каким является газ, это обстоя­ тельство усугубляется, И, по-видимому, основное внимание при выборе системы воздействия 'Следует уделить обеспечению наиболее полного охвата пласта воз­ действием и процессом вытеснения. В таком случае можно предложить четырех­ точечную (обращенную семиточечную) схему с двумя эксплуатационными сква­ жинами, приходящимися на каждую нагнетательную, как обеспечивающую на­ ибольшее воздействие произвольно статистической неоднородности, а также ин­ версию загазовывающихся добывающих скважин в нагнетательные для систем с более высоким соотношением добывающих скважин к нагнетательным. То же можно рекомендовать и при использовании избирательной системы газовой реп­ рессии.

При закачке пара в пласт, когда наряду с гидродинамическим воздействием предусматривается термическое, для лучшего обеспечения последнего целесооб­ разно вносимое в пласт тепло доставлять возможно ближе к добывающим сква­ жинам.

Поэтому здесь наиболее предпочтительны площадные системы воздействия на пласт. Вид системы должен быть выбран в каждом конкретном случае по тех- нико-эконоМическому анализу данных расчетов, описанных в гл. V.

М н о г о п л а с т о в ы е м е с т о р о ж д е н и я . Необходимо специально отметить некоторые особенности выбора принципиальных схем разработки, си­ стем воздействия на пласт и расчетных вариантов в условиях многопластовых месторождений (см. гл. И). Для таких месторождений нельзя рассматривать каж­ дый пласт (каждый эксплуатационный объект) отдельно, вне связи с другими пла­ стами (горизонтами) этого месторождения.

Системы разработки и способы воздействия для всех пластов (объектов) многопластового месторождения обязательно должны быть согласованы и увязаны.

Как было отмечено в гл. II, при проектировании систем разработки много­ пластовых нефтяных месторождений важнейшее значение имеет правильное вы­ деление эксплуатационных объектов для разработки их самостоятельными сет­ ками скважин с учетом геолого-физических параметров. Однако этот вопрос не может быть решен исключительно средствами нефтепромысловой геологии. На­ ряду с геологией должны быть привлечены гидродинамика и экономика. Это можно сделать высококачественно лишь путем составления, расчета и анализа серии вариантов генеральной схемы разработки. (При проектировании систем разработки многопластовых месторождений, как правило, должны составляться генеральные схемы разработки). Среди них обязательно должны быть варианты, различные по объединению и разделению продуктивных пластов и пропластков.

В процессе составления генеральной схемы с помощью методов математиче­ ского программирования нужно также найти оптимальное распределение текущей добычи нефти и материальных средств между отдельными объектами. Это распре­ деление обеспечит получение того или иного заданного уровня добычи нефти со всего месторождения при минимальных общих затратах или минимальных капи­ таловложениях.

В многопластовом месторождении при различных площадях нефтеносности, запасах и параметрах пластов по объектам могут быть выбраны разные системы разработки. Например, по нижним (с меньшей площадью) — законутрное завод­ нение, а по верхним — сочетание законтурного с внутриконтурным. Однако сле­ дует учитывать и то, что не всегда отсутствует гидродинамическая связь

123