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

составлять лишь нефть, содержащаяся в линзах низкой проницаемости, окружен­ ных высокопроницаемыми породами, при условии гидрфобностн пород).

Однако достижение потенциальной нефтеотдачи никогда не будет экономи­ чески рентабельным, так как невыгодно эксплуатировать скважины до полного их обводнения.

В итоге, когда в последних скважинах обводнение достигнет предельного значения и дальнейшая эксплуатация будет нерентабельна, между этими сква­ жинами останутся непромытые или плохо промытые участки — целики.

Между тем, если пробурить дополнительные специальные скважины по воз­ можности в середине указанных участков, то из них можно будет извлечь опре­ деленное количество дополнительной нефти еще до того, как эти скважины обводнятся до предела рентабельности их эксплуатации.

Понятно, что чем больше размеры этих целиков по площади и по толщине пласта, чем полнее коэффициент вытеснения и чем меньше стоимость скважин и затраты на их обслуживание, тем более эффективным будет бурение на них специальных скважин. Очевидно, существуют определенные соотношения между этими величинами, могущие служить критериями, определяющими условия це­ лесообразности и экономической рентабельности бурения*дополнительных сква­ жин. К вопросу выявления этих критериев мы вернемся в § 3 данной главы. Сейчас же ограничимся констатацией того факта, что на целики нефти, остающи­ еся между последними эксплуатирующимися добывающими скважинами основ­ ного фонда, может оказаться целесообразным бурение специальных дополнитель­ ных скважин. Такие скважины могут буриться из фонда резервных. Указанные скважины называют обычно резервными скважинами первой категории. Целевое назначение этих скважин — повышение нефтеотдачи путем вовлечения в более интенсивный процесс разработки участков непрерывного пласта, недостаточно полно разрабатывающихся с помощью основного фонда добывающих сква­

жин.

Рассмотрим прерывистый пласт, т. е. тот случай, когда на отдельных участ­ ках нефтесодержащие коллекторы простираются на небольшие расстояния и со всех сторон окружены непроницаемыми или плохопроницаемыми породами. Такие формы залегания коллектора обычно именуются линзами, а иногда полулинзами (если с одной стороны они выходят за пределы залежи).

Если линза вскрыта только одной скважиной, то нефть из нее будет извле­ чена лишь в незначительных количествах за счет упругости; нефть водой в такой линзе не будет вытесняться. Чтобы линза разрабатывалась на режиме вытеснения, необходимо пробурить на нее хотя бы одну дополнительную скважину. Если первая скважина (из основного фонда) была добывающей, то вторая должна быть нагнетательной или наоборот. Если линза имеет большую толщину (большие запасы нефти), а стоимость сооружения и обслуживания скважин сравнительно невелика, может оказаться целесообразным пробурить на нее не одну, а несколько дополнительных скважин. Принято называть линзы>вскрытые одной скважиной основного фонда, линзами I вида. Такие линзы практически не разрабатываются при разбуривании залежи скважинами основного фонда, и лишь только с помощью дополнительных скважин из числа резервных скважин они могут быть вовлечены

в разработку.

При внутриконтурном заводнении в прерывистом пласте часть линз может быть вскрыта только нагнетательными скважинами. Эти линзы также не будут работать, так как пока продолжается разработка основного пласта скважины, вскрывшие ати линзы, работают как нагнетательные. Однако и после прекраще­ ния закачки воды в эти скважины возможность использования части из них в ка­ честве эксплуатационных весьма сомнительна. Кроме того, расстояние от нагне­ тательных скважин до первого добывающего ряда обычно больше, чем между остальными добывающими скважинами. Поэтому указанные линзы могут иметь сравнительно большие размеры и, следовательно, содержать значительные за­ пасы нефти. Консервация этих линз на долгие годы при наличии к тому же весьма сомнительной перспективы вовлечения их в разработку с помощью скважин, длительное рремя работавших в качестве нагнетательных, врядди целесообразна. Поэтому возникает вопрос о бурении на указанные линзы некоторого числа до­ бывающих скважин из фонда резервных с целью вовлечения их в разработку.

129

Линзы, вскрытые только нагнетательными скважинами разрезающих рядов, предложено называть линзами II вида.

В прерывистом пласте ряд линз может быть вскрыт только добывающими скважинами. Такие линзы называют линзами III вида. (Понятно, сюда не войдут линзы, вскрытые только одной скважиной, так-как они уже отнесены к I виду^. Линзы III вида могут быть вовлечены в разработку скважинами основного фонда лишь впоследствии, после выработки основного пласта. Однако ввиду того, что значительная часть запасов в таких линзах содержится за пределами фигуры, стороны которой проходят через крайние скважины основного фонда, вскрывшие данную линзу, охват ее процессом вытеснения к моменту обводнения скважин до предела, за которым их эксплуатация становится нерентабельной, будет далеко не полным. Поэтому возникает вопрос о целесообразности повышения охвата про­ цессом вытеснения линз III вида (а они могут быть весьма крупными) за счет бурения дополнительных скважин по периферийной части этих линз из фонда резервных скважин.

Кроме того, в прерывистом пласте могут быть линзы (их также можно назы­ вать и полулинзами), которые, хотя и вскрыты как нагнетательными, так и добы­ вающими скважинами, однако будут плохо охвачены процессом разработки, так как на них попало мало скважин основного фонда. На периферийной части таких линз может оказаться целесообразным, как и в случае линз III вида, буре­ ние дополнительных скважин из числа резервного фонда. Условимся эти последние линзы называть линзами IV вида. Пласт (пропласток) с линзами всех четырех видов показан на рис. IV. 1.

Резервные скважины, целевым назначением которых будут увеличение нефте­ отдачи (путем повышения коэффициента охвата) прерывистого пласта и которые бурятся на линзы всех четырех видов, принято называть резервными скважинами второй категории.

Заметим, что линзы I (безусловно) и II (почти наверняка) видов без приме­ нения резервных скважин второй категории в процессе разработки практически не участвуют ни в начальной стадии, ни в конце разработки. Линзы III вида с по­ мощью скважин основного фонда можно вовлечь в процесс разработки лишь на более поздней стадии, т. е. когда в разультате обводнения некоторых скважин по основной непрерывной части пласта эти скважины можно перевести под нагне­ тательные для таких линз. И только линзы IV вида вовлечены в разработку с са­ мого начала за счет скважин основного фонда.

Однако во всех случаях возникает вопрос об оптимальном моменте бурения резервных скважин второй категории. С одной стороны, их бурение выгодно отложить на более позднее время, так как техника бурения совершенствуется и стоимость скважин снижается. Кроме того, имеющееся оборудование и матери­

130

альные средства можно использовать в другом месте и благодаря задержке буре­ ния резервных скважин получить определенный народнохозяйственный эффект (следует учитывать, что конечная нефтеотдача на рассматриваемой залежи не зависит или почти не зависит от времени разбуривания резервных скважин). С другой стороны, резервные скважины второй категории — не только средство повышения конечной нефтеотдачи, но также и средство повышения уровня те­ кущей нефтедобычи (средство интенсификации разработки рассматриваемой за­ лежи). С этой точки зрения выгодно их бурить раньше. Определить оптимальный момент разбуривания резервных скважин в общем виде невозможно, так как он зависит от многих конкретных условий.

Отметим, что в ряде случаев главным целевым назначением части резервных скважин может быть повышение уровня текущей нефтедобычи. Эти скважины не способствуют повышению конечной нефтеотдачи, но ускоряют разработку залежи. Принято называть такие скважины резервными скважинами третьей категории.

Основная область возможного применения этих скважин, по-видимому, — линзы III вида. Действительно, в этих линзах могут содержаться значительные запасы нефти (по существу это небольшие обособленные залежи), а благодаря сравнительно большим значениям толщины и проницаемости из них можно полу­ чить неплохие дебиты скважин, в то же время основной фонд скважин для их разработки может быть использован не скоро, вероятнее всего на заключительной стадии разработки — через 15, 20 или 30 лет. Между тем бурение одной или не­ скольких скважин на такую линзу из числа резервных и закачка воды позволит получить из нее нефть уже в начальной стадии разработки. Таким образом, при определенных конкретных условиях бурение резервных скважин третьей категории на линзы III вида будет вполне целесообразно.

При определенных условиях бурение резервных скважин третьей категории будет также целесообразно и на линзы IV вида, которые могут очень слабо раз­ рабатываться вследствие плохого поступления в их воды из действующих нагне­ тательных скважин основного фонда. Бурение же под нагнетание воды одной или нескольких дополнительных скважин из числа резервных может значительно ускорить разработку таких линз. В других случаях для улучшения разработки этих линз иногда целесообразно бурить дополнительные эксплуатационные сква­ жины из числа резервных.

§ 2. РАЗМЕЩЕНИЕ СКВАЖИН ОСНОВНОГО ФОНДА

На стадии проектирования систем разработки наши познания о залежи и коллекторе, как правило, позволяют исходить лишь из идеализированной за­ лежи — расчетной схемы, в которой пласт считается однородным или, в лучшем случае, идеализированно неоднородным, а форма залежи либо простой геометри­ ческой фигурой (полоса, круг, кольцо, сектор), либо суммой таких простых фи­ гур. Поэтому для определения рационального размещения скважин основного фонда следует исходить из решений об оптимальном размещении скважин, полу­ ченных для однородных пластов и простых геометрических форм залежи.

Для напорных режимов при полосовой и круговой формах залежи эта проб­ лема была исследована как при ряде упрощающих допущений, так в последние годы и в-более полной постановке с применением современных быстродействую­ щих автоматических цифровых вычислительных машин. Последние исследования показали, что в настоящее время целесообразно пользоваться формулами и гра­ фическими зависимостями, полученными при гидродинамическом исследовании проблемы в упрощенной постановке, поскольку они достаточно близки к более

ресурсах) по сравнению с любыми другими вариантами размещения скважин. Поэтому для каждого числа скважин при заданном числе одновременно работа,-

131

ющих батарей для данной залежи существует единственное наилучшее число всех батарей скважин. Это позволяет избежать повторения в каждом проекте большого числа различных вариантов размещения одного и того же числа скважин.

2. В залежах или выделенных при внутриконтурном заводнении блоках полосовой формы нужна более редкая сетка скважин в первом (от контура нефте­ носности) ряду и более плотная их в последнем ряду. В остальных рядах расстоя­ ния между скважинами и между рядами должны быть одинаковыми.

Физически это объясняется тем, что скважины первого ряда эксплуатируются (до их обводнения) всего лишь один этап в отличие от других, работающих более долго (два-три этапа), а скважины последнего ряда после обводнения всех преды­ дущих рядов эксплуатируются один этап (без помощи скважин других рядов).

3. В залежах круговой формы сгущение сетки скважин (при неподвижном контуре питания с внешней стороны залежи, например, законтурное заводнение) должно постепенно увеличиваться от периферии к центру. Помимо указанных факторов здесь сказывается то обстоятельство, что по мере продвижения водо­ нефтяного контакта к центру залежи сокращается площадь разработки и умень­ шается число одновременно работающих скважин.

Практически рациональное размещение скважин определяется следующим образом.

В полосообразной залежи при условии одновременной работы рядов по два расстояния между ними и между скважинами в рядах должны быть одинаковы. Исключение составляют первый и последний ряды. В этом случае справедливы

где а±— расстояние от первого ряда до контура нефтеносности; а — расстояние между остальными рядами; а^ — расстояние от последнего ряда до предпослед­ него; пг — число скважин в первом ряду; а — число скважин в остальных рядах; rik — число скважин в последнем ряду.

Если в полосообразной залежи ряды будут работать по три одновременно, то следует воспользоваться формулами

В остальных рядах расстояния между скважинами и между рядами должны быть одинаковыми. Поскольку значения аъ ak и пх мало отличаются соответ­ ственно от а и а, их в первом приближении можно брать равными и только число скважин, в последнем ряду увеличивать на V8 при работе рядов по два и на 2/3 при работе рядов по три.

Поэтому следует пользоваться следующей методикой проектирования рацио­ нальных сеток добывающих скважин на полосообразных участках залежей.

Задавшись наиболее вероятным для рациональной разработки залежи числом рядов, определяем расстояния между всеми рядами по формуле

d

где d — ширина полоособразного участка при одностороннем напоре.

С помощью номограммы (рис. IV.2) по значению ailrc находим расстояния между скважинами 2аj, а следовательно, и число скважин. Затем по приваденным формулам определяем пъ tik и а,, а^. За радиус-скважины гс принимаем приве­ денный радиус, учитывающий ее несовершенство.

П р и м ер . Имеется залежь с односторонним питанием шириной d = 1500 м и длиной 3000 м. Решено разместить три ряда эксплуатационных скважин. Ряды скважин будут эксплуатироваться по два. Приведенный радиус скважин примем

/■с = 5,5 см.

132