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

между отдельными пластами, отнесенными к разным объектам. Часто перемычка между такими пластами бывает недостаточной мощности и не исключена возмож­ ность перетока жидкости через нее по заколонному пространству или через естественные литологические окна при большом перепаде давления между этими пластами во время разработки.

Высокие перепады давления между близко расположенными пластами, от­ несенными к разным эксплуатационным объектам, будут наблюдаться при несов­ падении по ним линий нагнетания и зон отбора жидкости. Это особенно важно

вслучае внутриконтурного заводнения.

Взависимости от взаимного расположения зон эксплуатации и линий закон­

турного или внутриконтурного заводнения возможны различные случаи перето­ ков пластовых жидкостей. Наименее опасны из них перетоки нефти из одного пласта в нефтяную часть другого пласта или перетоки воды в водонасыщенную часть другого пласта. В этих случаях намеченный процесс разработки почти не нарушается, происходит лишь излишний расход энергии на перекачку жидкости из одного пласта в другой.

Более нежелателен переток воды, закачиваемой в один пласт, в нефтяную зону другого пласта. Наконец, наиболее опасен переток нефти из одного пласта в водоносную область другого. В этом случае нефть, поступившая в водоносную область, может быть безвозвратно потеряна. Все указанные перетоки могут происходить не только через естественные литологические окна или нарушения, но также и через неплотности цементного кольца за обсадной колонной, причем вероятность нарушения герметичности цементного кольца в этих случаях значи­ тельно больше, так как на перемычке между пластами, толщина которой часто не превышает нескольких метров, создается перепад давления в 10 МПа и более.

Возможность появления перетоков сводится к минимуму при совпадении в плане линий нагнетания и зон отбора по всем пластам, так как в этом случае значения пластовых давлений в соседних пластах максимально прибли­ жаются.

Система разработки с совпадающими в плане зонами отбора и нагнетания по разным пластам обладает также и некоторыми дополнительными преиму­ ществами.

При разработке многопластовых месторождений для сокращения числа скважин и повышения эффективности разработки целесообразно эксплуатировать ряд пластов вместе или раздельно через одну сетку скважин. Установленное при проектировании группирование продуктивных пластов в эксплуатационные объ­ екты в процессе разработки может оказаться и не вполне целесообразным и его надо будет изменить.

Совпадение в плане линий нагнетания и зон отбора позволит в широкой сте­ пени варьировать сочетанием различных пластов. Применение же для каждого эксплуатационного объекта своей линии воздействия (не совпадающей в плане с линйями воздействия по другим объектам) создает «жесткую систему», при кото­ рой возможность различных сочетаний пластов для их совместной работы будетограничена. Кроме того, при указанной системе создаются определенные практи­ ческие выгоды в отношении обустройства промысловой площади (общность комму­ никаций).

Таким образом, технологические схемы или проекты разработки по отдельным эксплуатационным объектам многопластового месторождения должны составля­ ться лишь на основе предварительной генеральной схемы разработки для всех (или всех основных) пластов этого месторождения). Лишь в отдельных случаях, когда недостаточно исходных геолого-промысловых данных, можно в порядке исключения составлять технологическую схему разработки по отдельному эк­ сплуатационному объекту, но только после оценки добывных возможностей по месторождению в целом и, что особенно важно, после установления системы воздействия по этому месторождению.

124

ГЛАВА IV

РАЦИОНАЛЬНОЕ РАЗМЕЩЕНИЕ СКВАЖИН. РЕЗЕРВНЫЕ СКВАЖИНЫ

§ 1. ПОСТАНОВКА ПРОБЛЕМЫ И ПРИНЦИПЫ ЕЕ РЕШЕНИЯ

В каждом из расчетных вариантов, предусматривающем ту или иную общую схему процесса разработки и некоторое число эксплуатационных скважин, не­ обходимо заранее учесть наиболее эффективное размещение этих скважин по площади залежи (разместить скважины рационально).

Под рациональным размещением скважин обычно понимают такое размеще­ ние, которое обеспечивает наиболее высокие технико-экономические показатели при выполнении заданных условий разработки.

Вопрос о рациональном размещении скважин по площади той или иной раз­ рабатываемой залежи — один из наиболее важных для правильной организации процесса нефтедобычи и наиболее сложных. В настоящее время указанная проб­ лема полностью еще не решена. Однако можно сформулировать принципиально правильный подход к ее решению, основные пути решения, а также дать решения для наиболее простых случаев.

Основная задача нефтедобывающей промышленности, как уже отмечалось — удовлетворение потребностей страны в нефти и ее продуктах (потребностей как текущих, так и перспективных). Разумеется, нам не безразлично, ценой каких затрат и усилий будут удовлетворены эти потребности. Ясно, что необходимо стремиться к минимальным народнохозяйственным издержкам в добыче, как общего потребного количества нефти, так и на каждую тонну добываемой нефти. Однако это основное требование не может служить единственным критерием ра­ циональности разработки. Действительно, природные ресурсы нефти в недрах ограничены, а потребности в ней, как известно, бурно растут. Следовательно, проектируя разработку нефтяных месторождений, нужно стремиться к возможно более полному извлечению нефти (разумеется, в технически возможных и эконо­ мически целесообразных пределах). Отсюда следует, что рациональная система разработки должна обеспечить минимальные народнохозяйственные издержки при возможно полной нефтеотдаче разрабатываемых пластов.

Проблема рационального размещения нефтяных скважин — часть проблемы проектирования рациональной системы разработки, ибо схема размещения сква­ жин, как и их число, входит в понятие системы разработки и должна решаться с тех же принципиальных позиций. Значит, размещение нефтяных скважин сле­ дует считать рациональным, если (при всех прочих равных условиях, также входя­ щих в понятие системы разработки) обеспечиваются минимальная себестоимость нефти и возможно высокая нефтеотдача.

При напорных режимах общий коэффициент нефтеотдачи залежи будет, очевидно, равен произведению коэффициента нефтеотдачи в малом образце (значение его можно установить путем лабораторных экспериментов) на коэффи­ циент охвата коллектора процессом вытеснения нефти водой, газом, паром или другим нагнетательным агентом.

Первый из них, очевидно, совершенно не зависит от числа и характера раз­ мещения скважин, а определяется в основном геолого-физико-химическими кон­ стантами пласта и жидкости и в некоторой степени скоростью перемещения контуров (темп замещения нефти).

Второй коэффициент, вообще говоря, зависит от числа эксплуатационных скважин, способа их размещения и режимов работы, так как именно ими опреде­ ляется картина фильтрационных потоков пластовых жидкостей в процессе раз­ работки. Однако в идеально однородном пласте при режиме вытеснения нефти краевой водой или газом из газовой шапки, как в этом нетрудно убедиться путем простых теоретических рассуждений, скорость продвижения контура нефтенос­ ности и его конфигурация будет зависеть от общего темпа отбора нефти из залежи

иот распределения этого отбора по отдельным участкам, а не от числа скважин

ирасстояний между ними. На коэффициент охвата коллектора процессом вы­ теснения, а следовательно, и нефтеотдачи повлияют лишь расстояния между скважинами в последнем ряду эксплуатационных скважин, так как от этих рас­

125

стояний зависят размеры целиков или, более точно, «тающих остатков» (упот­ ребляя термин, предложенный В. П. Яковлевым), т. е. остающихся между сква­ жинами непромытых участков.

В реальных неоднородных пластах дело обстоит несколько сложнее. В таких пластах могут встречаться участки (линзы) с пониженной в несколько раз, по сравнению с окружающими их участками, проницаемостью, на которые не по­ пало ни одной скважины. В подобных линзах будет наблюдаться отставание про­ цесса вытеснения, а затем могут и оставаться островки нефти позади переместив­ шегося водонефтяного контакта. Отмеченные выше потери нефти не безвозврат­ ны, их можно будет отобрать в процессе доразработки залежи (после отбора ос­ новных запасов) путем резкого изменения направлений и скоростей фильтрации, или же применяя тот или иной вторичный метод добычи нефти.

Кроме того, часто реальные пласты не монолитны, а расчленяются просло­ ями глин или мало проницаемых алевролитов на отдельные пропластки, местами выклинивающимися. В этих случаях при разработке могут образоваться тупи­ ковые застойные области, из которых нефть также не будет извлечена в основной период разработки. Очевидно, что чем реже сетка эксплуатационных скважин, тем больше возможные размеры указанных тупиков их областей и тем меньше коэффициент охвата коллектора процессом вытеснения.

Однако исследования, проведенные в течение последней четверти века, поз­ воляют сделать вывод, что при применяющихся и проектируемых в настоящее время системах разработки как при напорных режимах, так и при режиме раст­ воренного газа нефтеотдача сравнительно мало зависит от плотности сетки сква­ жин и их возможного расположения.

Поэтому, исследуя различные варианты размещения нефтяных скважин и решая задачу об оптимальном размещении скважин, сейчас в первом приближении допустимо принимать, что нефтеотдача не зависит от числа скважин и их разме­ щения, ибо, как мы увидим далее, при рациональных размещениях плотность сетки скважин на различных участках залежи почти одинакова.

Созданные к настоящему времени методы оценки нефтеотдачи в зависимости от числа размещения скважин при различной степени неоднородности пласта поз­ воляют лишь сравнить между собой уже намеченные и предварительно отоб­ ранные варианты разработки.

Исследования систем разработки показывают, что абсолютный минимум затрат для той или иной залежи может быть достигнут лишь при очень медленных темпах разработки залежи и крайне ограниченном числе скважин. Если бы все нефтяные месторождения разрабатывались бы при темпах, обеспечивающих абсолютный минимум издержек, то нефтяная промышленность могла бы обеспе­ чить лишь незначительную долю потребностей страны. Поэтому речь пойдет не об абсолютном минимуме затрат в нефтедобыче, а об относительном минимуме, который можно достичь при сохранении достаточно высоких темпов разработки, обеспечивающих (вместе с другими залежами) удовлетворение потребностей в неф­ ти и ее продуктах.

Чтобы добиться минимальной себестоимости, нужно стремиться к получению возможно более высокой добычи нефти при возможно меньших затратах. Кон­ кретизируя это положение, получим две постановки задачи: 1) задан средний уровень текущей добычи нефти; требуется так разместить скважины, чтобы полу­ чить минимальные затраты; 2) заданы наличные материальные ресурсы (общие затраты, капитальные вложения); требуется так разместить скважины, чтобы получить максимальную текущую добычу.

1. Задан средний за весь срок уровень текущей добычи нефти. Запасы из-, вестны, тем самым задан срок разработки залежи. Как известно, затраты на раз­ работку состоят из капитальных вложений и текущих эксплуатационных расхо­ дов. Часть капитальных вложений на строительство нефтяных скважин и их оборудование прямо пропорциональна числу скважин. Другая часть, направля­ емая на обустройство нефтяных промыслов, включая сооружения, предназначен­ ные для сбора и транспортирования нефти, зависит от размеров территории про­ мыслов, рельефа местности и т. п., уровня добычи нефти, т. е. не зависит или почти не зависит от числа скважин. Текущие эксплуатационные расходы тем больше, чем больше число скважин и срок эксплуатации каждой скважины.

126

Следовательно, для данной залежи при заданном уровне добычи нефти можно в первом приближении принять, что минимальные затраты будут получены при минимальном Числе скважин.

2. Заданы капитальные вложения. Задано число скважин, так как в данном случае объем буровых и строительных работ соответствует выделенным капиталь­ ным вложениям. В этих условиях (при заданных капитальных вложениях) ос­ тальные текунЛЧе расходы без амортизации, которая зависит от вложении, будут минимальными при минимальном сроке разработки залежи. В конечном счете будут обеспечены и максимальная текущая добыча нефти, и минимальная вданных условиях ее себестоимость.

Итак, в первой постановке проблемы задан средний уровень добычи нефти Qcp (срок разработки Т), требуется так разместить скважины, чтобы их общее число N было минимальным. Такое размещение обеспечит максимум средней добычи на одну скважину QCp/W, т. е. максимальный среДний дебит скважины — наиболее эффективное использование скважин как промышленных сооружений. При заданных условиях будет обеспечена также и минимальная себестоимость добычи нефти

Во второй постановке проблемы задано число скважин, требуется их так разместить на Площади залежи, чтобы добиться минимального срока разработки, а следовательно, и максимального уровня текущей добычи нефти. В этом случае также будет обеспечен максимум QCP!N — максимальная эффективность исполь­ зования скважин и минимальная себестоимость нефти.

Обе эти постановки однозначны и могут дать только одинаковые решения, так как отражают общее требование: разместить скважины так, чтобы возможно меньшим их числом отобрать из пласта весь промышленный запас нефти в те­ чение возможно более короткого срока.

В отличие от этого последнего они дают возможность прибегнуть к гидроди­ намическому (математическому) анализу. Гидродинамический анализ задачи в первой или во второй постановке даст внм рациональную схему размещения скважин — рациональную сетку скважин.

Вопрос о том, на какой плотности указанной сетки следует остановиться в том или ином конкретном случае или, что то же самое, какой срок разработки и какое число скважин на площади следует выбрать — может быть решен лишь с привлечением экономики нефтедобычи, т. е. путем анализа показателей раз­ личных расчетных вариантов (с разным числом скважин и с различными сроками) или путем сопоставления получаемого уровня добычи нефти с проектным заданием. Об этом сказано в гл. XIX.

Из указанных двух различных постановок вторая более подходящая для исследования, так как выразить срок разработки в виде функции числа скважин гораздо удобнее, чем наоборот. Поэтому ею следует пользоваться при отыскании решения. Напротив, для сопоставления различных решений следует прибегнуть к первой постановке, ибо отличию в числе скважин при равных сроках разра­ ботки легко придать конкретное денежное выражение. Рассмотрим типичные наи­ более простые случаи.

Если имеем однородный пласт и знаем, что разрабатываться он будет при режиме с равномерно распределенной по объему пласта энергией (режим раство­ ренного газа, гравитационный режим и т. п.), то мы априори можем утверждать, что скважины должны быть равномерно расставлены и режимы их эксплуатации должны быть одинаковы. Это требование, естественно, вытекает из того, что все скважины будут эксплуатироваться в одинаковых условиях (строго говоря, если они пущены одновременно).

Если пласт однороден, но разрабатываться он будет при режиме с перемещаю­ щимися контурами (водонапорный, газонапорный режим и т. п.), то оптимальные показатели (обеспечивающие минимум затрат при заданном темпе разработки, максимум нефтеотдачи и т. д.) получим не при равномерном размещении скважин, а при размещении их по какому-то вполне определенному закону. (Эти законо­ мерности будут даны в § 2 данной главы). И в том и в другом случаях при проек­ тировании разработки залежи все скважины сразу можно разместить наилучшим образом.

127

Гораздо сложнее задача оптимального размещения скважин в неоднородном пласте. В этом случае оптимальное размещение для однородного пласта уже не будет наилучшим, так как при наличии в пласте зон с различной проницаемостью, обособленных линз коллекторов и других неоднородностей наиболее полное из­ влечение нефти в течение заданного срока и при минимальных издержках можно получить, если разместить скважины по схеме, наиболее полно учитывающей все неоднородности продуктивного пласта.

Если бы при проектировании системы разработки той или иной залежи были бы известны все детали геологического строения, то с той или иной сте­ пенью приближения прямыми расчетами или с помощью электромоделирования можно определить схему размещения скважин, близкую к оптимальной.

Однако на стадии проектирования систем разработки не известна в необ­ ходимом объеме неоднородность продуктивных пластов. Поэтому, составляя тех­ нологическую (генеральную) схему или проект разработки, нельзя разместить скважины с учетом реальной неоднородности пласта так, чтобы они наилучшим образом обеспечивали охват залежи процессом разработки.

Необходимые для выполнения этой задачи данные о неоднородности пласта обычно можно получить лишь после полного разбуривания сетки эксплуатаци­ онных скважин (хотя бы даже и сравнительно редкой).

Поэтому единственно правильный И рациональный способ проектирования систем размещения скважин в реальных неоднородных нефтяных пластах — двухстадийное разбуривание. На первой стадии бурят добывающие и нагнета­ тельные скважины по сетке, рациональной для этого режима рабоы в условиях однородного пласта. Эти скважины должны обеспечить необходимый уровень добычи нефти, по крайней мере, в первые 10—15 лет и вовлечь в разработку ос­ новную, наиболее монолитную часть пласта. Совокупность таких скважин может быть названа основным фондом скважин.

Данные бурения, геолого-геофизические и гидродинамические исследования этих скважин, а также опыт их эксплуатации дадут необходимые сведения о неоднородности пластов, на основании которых можно приступить ко второй стадии разбуривания залежи. Основная цель этих скважин — более полное во­ влечение пласта в разработку главным образом за счет охвата неработающих или плохо работающих участков и, следовательно, повышение коэффициента нефтеотдачи. Скважины, разбуриваемые на второй стадии, можно назвать ре­ зервными, так как они бурятся в помощь основным скважинам и лишь тогда, когда выясняются места, где они необходимы.

В зависимости от степени неоднородности пласта, соотношения вязкостей нефти и воды, плотности (или средней плотности) сетки основного фонда добывающих^скважин, а возможно, также и от ряда других факторов число резервных скважин может изменяться в весьма широких пределах: от нескольких процентов по отношению к основному фонду до числа, сопоставимого, а в исключительных случаях, возможно, даже и большего, чем число скважин основного фонда.

Поэтому, чтобы правильно оценить технико-экономические показатели разработки за весь срок разработки или за сравнительно продолжительный период, нужно хотя бы приблизительно уже на стадии проектирования разработки установить число резервных скважин, которые следует пробурить на второй стадии разбуривания залежи.

Приведем некоторые принципиальные соображения о разновидностях резерв­ ных скважин.

Рассмотрим вопрос о необходимости и целесообразности применения резерв­ ных скважин в случае непрерывного пласта. В результате бурения и ввода в дей­ ствие основного фонда скважин все участки нефтяной залежи такого пласта в той или иной степени будут вовлечены в процесс разработки. Правда, вследствие не­ однородности пласта по проницаемости скорость процесса разработки на разных участках будет различной, но разрабатываться будут в основном все участки.

В таком пласте в конечном счете при любом размещении скважин можно будет отобрать всю нефть, за исключением нефти, не отмываемой данной водой («связанной» нефти). Конечная нефтеотдача в этом пласте будет равна потенци­ ально возможной при данном режиме нефтеотдачи. (Исключение здесь может

128