Что такое плотность сетки скважин
Обновлено: 07.07.2024
Методы увеличения коэффициента нефтеотдачи пластов (КИН). Влияние плотности сетки скважин на нефтеотдачу и темпы разработки залежей.
Закачка воздуха – за счет низкотемпературных внутрипластовых окислительных процессов обеспечивает образование эффективных вытесняющие агенты. В результате непосредственно в пласте образуется газовый агент, содержащий азот, углекислый газ и ШФЛУ.
Закачка двуокиси углерода - и уменьшает межфазное натяжение, что увеличивает фазовую проницаемость нефти и способствует отмыву пленочной нефти. При растворении в нефти СО2 вязкость нефти уменьшается, плотность повышается, а объем увеличивается.
Воздействие на пласт азотом, дымовыми газами и др. - метод основан на горении твердого пороха в жидкости. Он сочетает тепловое механическое и химическое воздействие. Образующиеся газы под давлением (до 100 МПа) вытесняют из ствола в пласт жидкость, которая расширяет естественные и создает новые трещины, а нагретые до 250°С пороховые газы, проникая в пласт, расплавляют парафин и смолы.
Химические:
• вытеснение нефти растворами полимеров
• вытеснение нефти водными растворами ПАВ
• вытеснение нефти щелочными растворами
• вытеснение нефти кислотами
• вытеснение нефти композициями химических реагентов (ВУС, мицеллярные растворы и др.)
Полимерное заводнение занимает ведущее место в химических методах воздействия на пласт. Закачка полимерной оторочки обеспечивают выравнивание профиля притока и увеличивает охват пласта при заводнении.
Заводнение водными растворами ПАВ направлено на снижение поверхностного натяжения на границе «нефть – вода», увеличение подвижности нефти и улучшение вытеснения ее водой.
Щелочное заводнение основано на снижении поверхностного натяжения на границе нефти с раствором щелочи. При этом образуются высоковязкие эмульсии, способные выравнивать профиль притока. Эффективно для нефти высокой вязкости и неоднородных пластов.
Микроорганизмы в отличие от химических реагентов, теряющих активность в результате разбавления, способны к размножению и усилению биохимической активности в зависимости от физико-химических условий среды.
Гидродинамические.
• форсированный отбор жидкости
• нестационарное заводнение (циклическое заводнение,
изменение направления фильтрационных потоков)
• вовлечение в разработку недренируемых запасов
• барьерное и очаговое заводнение
Форсированный отбор жидкости – применяется на поздней стадии разработки, когда обводненность достигает более 75%.
При этом нефтеотдача возрастает вследствие увеличения градиента давления и скорости фильтрации.
Барьерное заводнение – его суть состоит в том, что нагнетательные скважины располагают в зоне ГНК. Закачку воды и отборы газа и нефти регулируют таким образом, чтобы исключить взаимные перетоки нефти в газовую часть залежи, а газа - в нефтяную часть.
Комбинированный метод
• гидродинамический и тепловой методы
• гидродинамический и физико-химический методы
• тепловой и физико-химический методы
• другие комбинации известных методов
С точки зрения воздействия на пласт в большинстве случаев реализуется комбинированный принцип воздействия, при котором сочетаются перечисленные методы
4. Роль морских месторождений в общем балансе добычи углеводородов в мире. Динамика роста мировой добычи нефти и газа на морских месторождениях.
Одна из наиболее острых и актуальных мировых проблем в настоящее время - обеспечение всё возрастающих потребностей многих стран в топливно-энергетических ресурсах.
Нефть и газ относительно стремительно истощаются, однако поиск новых альтернативных источников энергии пока не дает существенного результата. Решение проблемы термоядерного синтеза оказалось не такой простой задачей.
К середине XX века их традиционные виды - уголь и древесное топливо уступили место нефти, а затем и газу, ставшими не только главными источниками энергии, но и важнейшим сырьем для химической промышленности.
На этом слайде наглядно показана динамика роста мировой добычи нефти с начала 20 века. И если в 1900 году добыча нефти составляла 20 млн. тонн, то к настоящему времени она превысила 4 млрд. тонн, т.е. за 110 лет добыча нефти увеличилась в 200 раз.
Причем наибольший рост пришелся на период до начала 80-х годов прошлого века, а начиная с 80-х годов темп роста добычи нефти заметно снизился в связи с энергетическим кризисом по причине резкого увеличения стоимости нефти.
В мировом энергетическом балансе доля нефти и газа составляет около 65%, а в развитых странах она превысила 75%.
Здесь же можем видеть обеспеченность нефтедобывающих стран нефтью. Лидером является Катар – 150 лет. Затем следуют Ирак – 115, ОАЭ – более 100 лет, Саудовская Аравия – 90, Иран – 70 и на 6-ом месте Россия – 60 лет. В целом мир на сегодня обеспечен запасами нефти на 50 лет.
Между прочим, когда я был студентом, также говорили, что запасов нефти в мире осталось примерно на 50 лет, с тех пор прошло 40 лет, но по-прежнему говорят, что запасов нефти осталось на 50 лет.
В условиях истощения запасов нефти и газа на суше повышается роль Мирового океана как источника этих углеводородов.
Мировая тенденция такова, что добыча нефти постепенно перемещается с месторождений на суше на морские месторождения.
Суша это привычная среда и, с учетом ее доступности, ее недра изучены намного лучше, чем недра под морскими акваториями.
Одной из причин является то, что стоимость всех работ в море значительно выше, чем на суше, включая обустройство месторождений и их эксплуатацию. Разведочная скважина может стоить сотни миллионов долларов.
Площадь Земли - 510 млн. кв. км, из них на сушу приходится 29%, а на воду 71%. В северном полушарии моря - 61%, южном - 81%.
Причем 60 % водной поверхности это глубоководные бассейны с глубинами более 3 км и, только 13% это шельф с глубинами до 200 м.
Разведка и освоение нефтегазовых ресурсов шельфа потребовали создания и освоения принципиально новых технических средств.
По существу за последние 30-40 лет возникла самостоятельная отрасль промышленности, которая позволяют выполнять весь комплекс работ по разведке и обустройству месторождений на глубинах до нескольких километров, включая прокладку трубопроводов и подводно-технические работы при помощи обитаемых и необитаемых аппаратов и роботов. Газопровод «Голубой поток» проложен по дну Черного моря где глубины более 2 км.
Сейчас известно около 1500 морских месторождений нефти и газа.
Систематические поиски нефтяных месторождений на морских акваториях были начаты в 50-х годах. B 1965 всего 5 стран мира осуществляли морскую добычу нефти, в 1968 -21 страна, в 1973 более 30 стран, а с 1984 уже более 40 государств добывают газ и нефть co дна морей и океанов.
Перспективная на нефть и газ площадь дна океанов и морей равна примерно 60-80 млн. км2, в том числе около 13 млн. км2 приходится на шельф с глубинами до 200 метров, что составляет почти половину всей площади шельфа Мирового океана. Ресурсы углеводородов в осадочной толще океанов и морей, по оценке специалистов, достигают 60-70% от общемировых, т.е. большая часть приходится на морские акватории.
В настоящее время сложилось несколько крупнейших центров добычи нефти в Мировом океане. Главный из них это - Персидский залив.
Второй по объему добычи - Мексиканский залив,который является давно освоенным районом морской добычи нефти и газа.
У американского побережья Мексиканского залива открыто около 700 промышленных скоплений нефти и газа, что составляет примерно 50% всех месторождений, известных в Мировом океане. В Мексиканском заливе пробурена треть всех морских скважин.
Крупными запасами нефти обладает Венесуэльский залив. Годовая добыча нефти этого района превышает 100 млн. тонн.
Северное море. В свое время сенсационным явилось открытие Североморской нефтегазовой провинции. Высокие цены на нефть способствовали быстрому освоению ресурсов Северного моря.
Максимум добычи нефти в Великобритании - 140 млн. т/год, пришелся на 1999 год , а в этом году планируется добыть 40 млн. т. нефти.
В Норвегии максимум добычи нефти - 170 млн. т/ год был в 2000 году. На рубеже 2000-х в Северном море добыча нефти превышала 300 млн. т.
В норвежском секторе в 70 км от берега открыто крупнейшее газовое месторождение Тролль с запасами 1,5 трлн.м3. Глубина моря 350 м.
В 1996 году здесь была введена в эксплуатацию гигантская платформа, включающая буровой, энергетический, технологический и жилой комплексы. Вес этой платформы составляет 660 тыс. тонн, общая высота платформы – 472 м, из которых 300 м приходятся на подводную часть.
Развивается нефтегазовая провинция в Южно-Китайском море.Это в первую очередь Вьетнам, Малайзия, Индонезия.
Удаленность регионов добычи от потребителей ставит непростые задачи связанные с транспортом нефти и газа. Вам хорошо известны трубопроводный транспорт нефти и газа, морской с помощью нефтяных танкеров и в последнее время развивается транспорт сжиженного природного газа СПГ.
СПГ образуется при охлаждении до -162оC. Перевозить и хранить СПГ легче, чем природный газ, т. к. он занимает в 600 раз меньший объем. Сжижение природного газа делает транспортировку более эффективной и это позволяет практически любым странам получать доступ к природному газу.
Сетка скважин
— способ размещения добывающих и нагнетательных скважин на эксплуатационном объекте.
Значение рационального выбора сетки скважин определено высокой стоимостью бурения в составе капитальных затрат на разработку месторождения.При проектировании разработки месторождения важно не допустить бурение лишних скважин (переуплотнение сетки), обеспечив при этом количество скважин, достаточное для обеспечения необходимых темпов добычи углеводородов.
Различают сетки равномерные (с одинаковым расстоянием между всеми скважинами) и равномерно-переменные (в которых расстояние между рядами скважин больше, чем расстояние между скважинами в рядах). В свою очередь, ряды могут быть как замкнутыми, так и незамкнутыми. Важнейшим показателем сетки скважин является ее плотность.
Определение коэффициента охвата участка Вынгаяхинского месторождения, разрабатываемого горизонтальными скважинами
В первом методе используется аппроксимационная песчанистость – параметр геометрического распределения. Для ее вычисления строится функция распределения пропластка по толщинам, определяется доля монолита. По эмпирической зависимости определяется параметр прерывистости . Задавая плотность сетки и систему разработки, устанавливаем параметры сетки скважин . Вычисляем коэффициент охвата для прерывистой части пласта как произведение статистического и динамических коэффициентов и рассчитываем итоговый коэффициент по формуле:
Формула 1. Вычисляем коэффициент охвата для прерывистой части пласта
где d — доля коллектора, который вовлекается в разработку с вероятностью 1.
Второй метод — экспресс-методика определения коэффициента охвата через геологическую песчанистость. Основное предположение этой модели состоит в том, что геологическая и аппроксимационная песчанистости эквивалентны. Для этой цели строится геолого-статистический разрез пласта по песчанистости. Определяется отметка ВНК и геологическая песчанистость. Далее устанавливается параметр прерывистости, и дальнейший расчёт ведётся аналогично первому методу.
В вышеуказанных моделях исходим из предположения, что все скважины вертикальные и моделируются точечными источниками (стоками) в двумерной области.
Однако в настоящее время широко применяются новые методы воздействия на пласт, а именно, – бурение горизонтальных, многозабойных или радиальных скважин.
В этом случае расчёт коэффициента охвата по вышеописанным методикам не применим. Это ограничивает использование важнейшего параметра Кохв в технологических расчётах.
Для оценки коэффициента охвата пласта при разработке горизонтальных скважин необходим параметр, учитывающий дренируемый объём залежи, приходящийся на скважину. В случае вертикальных скважин, совершенных по характеру вскрытия, эти параметры должны совпадать.
Поэтому вводится обобщение понятия плотности сетки скважин.
Стандартная плотность сетки определяется по формуле:
Объёмная плотность сетки скважины — по формуле
где Qs — площадная плотность сетки, S — площадь, N — количество скважин,
Формула 4.
— объём породы,
Формула 5.
, М — количество вертикальных скважин, h НН — нефтенасыщенная толщина, n — количество горизонтальных скважин, L — длина ствола горизонтальной скважины, проходящей по коллектору.
В качестве примера для сопоставления коэффициента охвата сеток скважин с вертикальными и горизонтальными стволами был выбран участок с горизонтальной скв. 2286 пласта БП111 Вынгаяхинского месторождения.
Вынгаяхинское месторождение было введено в разработку в 1986 году на основании Технологической схемы разработки (протокол №1109 от 01.09.1984). Основной эксплуатационный объект – пласт БП111. На месторождении пробурено 707 добывающих и 147 нагнетательных скважин. На 01.01.2001 г. отобрано 23457 тыс.т нефти, обводнённость на конец года составила 58.5%. Темп отбора от НИЗ — 1% , текущий КИН — 0.088, при утверждённом 0.419.
Пласт БП111 наиболее выдержан по площади. При его разбуривании установлено трёхслойное строение с наклонными ВНК. По результатам дополнительной информации объём верхней пачки пласта сокращается к северу, а толщина средней и нижней пачек, характеризующихся низкими фильтрационными свойствами, увеличивается. Общая нефтенасыщенная толщина остаётся в пределах 8–14 м. Эффективная толщина колеблется от 2 до 16 м, преобладают толщины 8–10 м. Залежь по типу – пластово-сводовая. Среднее значение – 0.4–0.5.
В табл. 1 приведены средние геолого-физические параметры пласта БП111.
Таблица 1. Геолого-физическая характеристика продуктивного пласта БП111 Вынгаяхинского месторождения
Северная часть залежи имеет ухудшенные ёмкостно-фильтрационные параметры и низкую продуктивность пласта БП111. Для оценки эффективности вовлечения в разработку северной части предусматривалось провести ОПР с бурением четырёх горизонтальных добывающих скважин и вертикальной нагнетательной.
В качестве примера рассмотрим участок с горизонтальной скв. 2286, размерами 2.937×2.032 км Вынгаяхинского месторождения (рис. 1).
Рис. 1. Участок пласта БП111 Вынгаяхинского месторождения(окружение скв. 2286)
Данные по участку: балансовые запасы нефти, оценённые экспертно, составляют 1364.8 тыс.т, плотность сетки — 30.74 га/скв., 3-рядная система заводнения, коэффициент нефтенасыщенности — 60.1%, коэффициент вытеснения – 0.5.
Скв. 2286 введена в эксплуатацию 14.03.1993 г., входной дебит – 23 т/сут, накопленная добыча нефти – 65466 т, длина ствола – 92 м. На рис. 2 приведена функция распределения нефтенасыщенных толщин (окружение скв. 2286).
Рис. 2. Функция распределения нефтенасыщенных толщин (окружение скв. 2286)
Ниже приведена геологическая модель участка пласта БП111 Вынгаяхинского месторождения: рис. 3 — профиль участка по проницаемости; рис. 4 — куб песчанистости; рис. 5 — геологический профиль по скв. 2262, 2285, 2307.
Рис. 3. Профиль участка пласта БП111 Вынгаяхинского месторождения по проницаемости
Рис. 4. Куб песчанистости участка пласта БП111 Вынгаяхинского месторождения
Рис. 5. Геологический профиль по скв. 2262, 2285, 2307
Нами проведены расчеты коэффициента охвата по традиционным методикам по участку:
Таблица 2. Расчеты коэффициента охвата по традиционным методикам по участку
Расчет коэффициента охвата с учётом горизонтальной скважины по участку:
Таблица 3. Расчет коэффициента охвата с учётом горизонтальной скважины по участку
Длина ствола горизонтальной скважины, проходящей по коллектору, равна 15 м. С учетом этого параметра объёмная плотность сетки составляет 22. га/скв., коэффициент охвата равен 0.7 по методу ГСМ1. Сравним этот коэффициент с результатами, полученными по методу характеристик:
Qбал. = 1364.8 тыс.т, Qизвл. = 485 тыс.т, Квыт = 0.5
Получим Кохв. = 0.711, что приблизительно равно коэффициенту охвата, определённому по ГСМ1. Извлекаемые запасы определены методом характеристик (рис. 6).
Рис. 6. Определение извлекаемых запасов участка методом характеристик
Таким образом, введённая объёмная плотность сетки скважин позволяет учитывать не только геологическую неоднородность пласта, но и различные технологии его вскрытия. Данный подход позволяет расширить границы использования методик ГСМ при проектировании разработки месторождений и технологических расчётов.
Автор: Бяков А.В., Кузьмин А.В., Мохова Н.А., Мулявин С.Ф. (ОАО СибНИИНП)
Уплотнение сетки скважин как метод оптимизации затрат
Разработка карбонатных коллекторов в Татарстане в настоящее время осуществляется низкими темпами. Как специалисты ПАО "Татнефть" оптимизируют капитальные и эксплуатационные затраты при обустройстве месторождений?
В целях активного повышения конкурентоспособности компании Татнефть и роста ее инвестиционной активности в 2018 году советом директоров была рассмотрена и принята новая стратегия развития до 2030 года. Одним из проектов, утвержденным генеральным директором ПАО «Татнефть» Н.У. Магановым, реализуемым в рамках данной стратегии является: «Увеличение коэффициента извлечения нефти за счет рентабельной добычи уплотненной сеткой скважин на месторождениях ПАО Татнефть».
В настоящее время значительные запасы нефти месторождений ПАО «Татнефть» сосредоточены в сложнопостроенных, низкопродуктивных залежах карбонатных коллекторов, нефть которых в основном характеризуется высокой вязкостью. Текущие значения технологических показателей разработки залежей объясняются в основном: низкой продуктивностью карбонатных коллекторов, высокой геологической неоднородность пластов, высокой вязкостью нефти, сложной структурой пустотного порового пространства и наличием трещиноватости.
Еще в 80-х годах в структурном подразделении ПАО «Татнефть» – НГДУ Ямашнефть, на опытных участках Ямашинского месторождения разбуренных по экспериментальной уплотненной сетке 200 200 и 100 100 проводились работы по определению добывных возможностей вязких нефтей в коллекторах башкирского яруса, как на естественном режиме эксплуатации так и в условиях внутриконтурного заводнения.
Полученные результаты позволили определить наиболее эффективные режимы работы скважин и подобрать оптимальное значение плотности сетки для эксплуатации подобных участков.
Строительство скважин по уплотненной сетке подразумевает собой бурение не традиционных скважин, а скважин малого диаметра – СМД. (диаметр э/к 102 – 114 мм). Тиражирование строительства скважин по новой технологии с диаметром эксплуатационной колонны – 114 мм началось в Татнефти еще в 2006 году, в 2016 году – была пробурена скважина с диаметром колонны 102 мм. Бурение скважин малого диаметра в сравнении со скважинами традиционной конструкции позволяет снижать затраты в среднем на 58 %. Но ведь скважину мало пробурить – ее нужно освоить, т.е. получить промышленный приток нефти, внедрить глубинно-насосное оборудование, построить систему трубопроводов и оснастить средствами контроля и замера дебитов жидкости и здесь тоже не обошлось без новых подходов и решений. Ключевыми направлениями оптимизация затрат, помимо самого бурения скважины по технологии СМД, стали:
• в части компоновки глубинно- насосного оборудования:
использование штанг 1 облегченной конструкции типа ПЦ-30, ПЦ-40 производства БМЗ ПАО «Татнефть», взамен ПЦ-60 или СК.
• в части обустройства и электроснабжения:
применение выкидных трубопроводов диаметром 57 мм взамен 89 мм., использование одного дренажного колодца на каждые 3 скважины, использование б/у труб для ливневых канализаций, использование провода меньшего сечения АС-50 взамен АС‑70, использование силового кабеля меньшего сечения АВВГ – 4 6 взамен 4 10, а также КТП – 25 кВа столбового типа, использование группового замера дебита скважин, внедрение малогабаритных станций управления для цепных приводов.
Все эти мероприятия позволили в конечном итоге получить эффективность инвестиций на 15 % выше запланированных показателей, в пределах окупаемости проекта. Кроме того реализация проекта по прогнозам в ближайшие 15 лет позволит увеличить КИН на месторождениях в среднем на 4 – 6 %.
Всего по данной программе в компании ПАО «Татнефть» пробурено более 750 скважин, а потенциальный фонд для бурения составляет еще около 7000 скважин на 46 месторождениях. В завершении хотелось бы отметить, что структурное подразделение ПАО «Татнефть» – НГДУ «Ямашнефть» в 2019 году отмечает свой полувековой юбилей. За прошедшие годы коллективом управления решено множество задач как в области разработки месторождений и добычи нефти, так и в промысловой подготовки. Хочу поздравить с 50-летием весь коллектив НГДУ «Ямашнефть», а также его руководителя В.В. Смыкова и пожелать дальнейших успехов в производстве и достижения новых высот.
СЕТКА СКВАЖИН НЕФТЯНОГО ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО ОБЪЕКТА
Под сеткой скважин понимают сеть, по которой размещаются добывающие и нагнетательные скважины на эксплуатационном объекте. Правильный выбор сетки скважин — важнейшее звено в обосновании рациональной системы разработки объекта. Поскольку затраты на бурение скважин — одна из наибольших частей капитальных затрат на разработку месторождения, необходимо предотвращать бурение лишних скважин, т. е. переуплотнение сетки. В то же время количество скважин должно быть достаточным для обеспечения необходимых темпов добычи нефти и возможно более высокого коэффициента извлечения нефти. Следовательно, необходимо обосновывать оптимальную сетку скважин.
Для каждого эксплуатационного объекта, поскольку он геологически неоднороден и в целом его строение индивидуально, должна создаваться и индивидуальная сетка скважин, неравномерная по площади объекта в соответствии с изменчивостью его строения.
По данным разведки, как правило, можно оценить лишь средние значения параметров объекта, изменчивость же его геологического строения остается плохо изученной. Поэтому принято осуществлять двухэтапное разбуривание эксплуатационных объектов. На первом этапе бурят проектные скважины основного фонда, т. е. скважины, расположенные на площади объекта по строго геометрической сетке, форму которой определяют с учетом принимаемой разновидности метода воздействия на пласт, а густоту (плотность) — с учетом средних параметров объекта, полученных по данным разведки.
На втором этапе последовательно бурят скважины резервного фонда, предусмотренные проектным документом и составляющие 20-50 %, а иногда и более от скважин основного фонда. Местоположение этих скважин в первом проектном документе не определяется, а их количество обосновывается исходя из сложности строения объекта разработки, плотности принимаемой сетки основного фонда скважин, степени изученности объекта. Места заложения резервных скважин устанавливают после бурения скважин основного фонда на основе большого объема геологопромысловой информации, полученной при их бурении и эксплуатации.
Резервные скважины размещают на участках объекта, по геологическим и другим причинам не вовлеченных или недостаточно вовлеченных в разработку основным фондом скважин. На объектах, на которых в процессе разработки происходит стягивание контуров нефтеносности (при законтурном или приконтурном заводнении, разрезании залежей на площади или блоки), часть резервных скважин бурят в центральных частях площади (блоков), наиболее долго находящихся в эксплуатации, взамен обводненных периферийных скважин для обеспечения предусмотренных проектным документом годовых уровней добычи нефти из объекта. В результате бурения скважин основного и резервного фондов на эксплуатационном объекте в конечном счете создается неравномерная (с различными расстояниями между скважинами) сетка скважин, отвечающая геологическим особенностям объекта и заданным технологическим показателям разработки.
Наиболее ответственная задача при проектировании разработки — обоснование сетки основного фонда скважин. Многообразие геологических особенностей эксплуатационных объектов обусловливает применение различных сеток скважин основного фонда. Они различаются по характеру размещения скважин, по форме сетки, по постоянству расстояний между скважинами, по плотности.
По характеру размещения скважин основного фонда различают сетки равномерные и равномерно-переменные.
Равномерными называют сетки с одинаковым расстоянием между всеми скважинами. Эти сетки рекомендуются для залежей, скважины которых характеризуются ограниченными радиусами действия, т. е. при низкой проницаемости или высокой неоднородности пластов, при повышенной вязкости нефти, а также для обширных зон нефтяных залежей, представляющих собой нефтегазовые зоны или подстилаемых водой. Равномерное размещение скважин производят при площадном и избирательном заводнении, при разрезании залежей на узкие блоки (рис.24).
В последнем случае добывающие и нагнетательные скважины фактически располагаются рядами. Равномерные сетки целесообразны также при внедрении новых методов воздействия на пласт, которые применяются для малопродуктивных залежей. Преимущество равномерных сеток заключается в том, что они позволяют вносить изменения в принятые системы разработки по мере более углубленного изучения малопродуктивных объектов. Так, при равномерной сетке относительно просто изменить размещение или увеличить количество нагнетательных скважин, повсеместно или выборочно уплотнить сетку, осуществить регулирование разработки путем периодического изменения направления потоков жидкости в пластах и т. д.
Равномерно-переменными называют сетки, в которых расстояние между рядами скважин больше, чем расстояние между скважинами в рядах (рис.25).
Расстояние между рядом нагнетательных и ближним рядом добывающих скважин может равняться расстоянию между рядами добывающих скважин или быть несколько большим его. Увеличение расстояний между рядами способствует продлению безводного периода эксплуатации скважин.
Такое расположение скважин возможно и целесообразно на залежах пластового типа в условиях их эксплуатации на природных режимах вытеснения нефти водой, а также в сочетании с теми разновидностями метода заводнения, при которых нагнетательные скважины располагаются рядами (законтурное, приконтурное, все разновидности разрезания залежей). В общем случае равномерно-переменные сетки скважин при расположении последних рядами целесообразны для объектов с благоприятной геологопромысловой характеристикой, обладающих высокой продуктивностью. Расположение скважин рядами называют линейным.
В последние годы применяется ячеистое равномерно-переменное размещение скважин, рекомендуемое для карбонатных трещинно-поровых пластов при повышенной вязкости пластовой нефти.
При расположении скважин рядами как при равномерной, так и при неравномерной сетке различают ряды замкнутые и незамкнутые.
Замкнутыми называют ряды, которые имеют вид колец обычно неправильной формы, примерно повторяющей конфигурацию контура нефтеносности залежи или границ площади, выделенной для самостоятельной разработки. Замкнутыми рядами добывающие скважины располагают на залежах пластово-сводового типа при реализации систем разработки, при которых происходит стягивание естественных контуров нефтеносности. Это системы с использованием природного напора вод и с законтурным и приконтурным заводнением. Такую форму рядов применяют также на площадях округлой формы, выделенных в пределах объекта рядами нагнетательных скважин для самостоятельной разработки; на полосах, получаемых при кольцевом разрезании залежей) и при барьерном заводнении.
Незамкнутыми называют ряды, обычно прямолинейные, которые пересекают залежь в определенном направлении и обрываются вблизи контура нефтеносности или замкнутого разрезающего ряда, ограничивающего площадь самостоятельной разработки. Сюда же относят ряды, параллельные контуру нефтеносности, на залежах тектонически или литологически экранированных (рис. 26). В таких случаях ряды будут изогнутыми.
При замкнутых рядах скважин в центральной части залежи (площади) целесообразно располагать один незамкнутый ряд, к которому на поздних стадиях разработки будет стягиваться контур нефтеносности.
При расположении скважин рядами оптимальное количество рядов добывающих скважин обосновывают с учетом того, что любой нагнетательный ряд может оказывать эффективное воздействие не более, чем на три добывающих ряда, примыкающих к нему с одной стороны. Внутри замкнутого ряда нагнетательных скважин располагают не более трех замкнутых рядов добывающих скважин. Между незамкнутыми разрезающими рядами обычно размещают пять или три незамкнутых ряда добывающих скважин.
При линейном расположении скважин по постоянству расстояний между скважинами различают сетки с постоянными расстояниями, когда повсеместно сохраняются расстояния между рядами и между скважинами в рядах (неравные между собой), и сетки с уплотнением к центру площади, когда названные расстояния сокращаются в этом направлении. Чаще проектируют сетку первого вида. В некоторых случаях, когда точно известно, что линия стягивания контуров совпадает с местоположением внутреннего (центрального) ряда, уже при определении основного фонда скважины в этом ряду располагают более плотно, чем во внешних рядах.
Постепенное уменьшение расстояний между рядами и между скважинами в рядах основной сетки может быть предусмотрено при резком увеличении нефтенасыщенной мощности пластов к центру залежи (площади). Такое явление характерно, например, для водонефтяных залежей, имеющих значительную высоту. На объектах платформенного типа с большой площадью нефтеносности на разных их участках может быть принято различное размещение скважин, например в чисто нефтяной зоне — рядами, в водонефтяной или подгазовой — по равномерной сетке.
 |
По форме равномерные сетки скважин основного фонда подразделяются на квадратную и треугольную (рис. 27).
Треугольную сетку применяют при равномерном размещении скважин рядами, т. е. при разрезании залежей на блоки, а также при семиточечном площадном заводнении. Квадратную сетку проектируют при пятиточечном и девятиточечном и часто при избирательном заводнении. Скважины в равномерно-переменных сетках всегда располагают в шахматном порядке для обеспечения более равномерного перемещения контуров нефтеносности при разработке залежей.
К важнейшим показателям сетки основного фонда скважин относится ее плотность, которая характеризуется расстояниями (м) между скважинами и между рядами, а также удельной площадью Sосн на одну скважину (га/скв).
При равномерных сетках расстояния между скважинами одинаковые — lскв, при этом площадь квадратной сетки Sосн = l 2 скв, при треугольной — Sосн = l 2 скв/1,075.
Равномерно-переменные сетки характеризуются расстояниями: lскв.д — расстояние между добывающими скважинами в рядах; lр.д — расстояние между рядами добывающих скважин; lр.н-д — расстояние между нагнетательным и первым (внешним) добывающим рядами; lскв.н—расстояние между нагнетательными скважинами в рядах. В случаях, когда расстояния между добывающими и нагнетательными скважинами одинаковы, что бывает очень часто, сетка характеризуется тремя расстояниями: lскв.д ´ lр.д ´ lр.н-д (например, 500х600х700 м).
Выбранную для конкретного объекта с учетом всех факторов плотность сетки называют оптимальной. На основании опыта разработки нефтяных залежей установлено, что для обеспечения при вытеснении нефти водой возможно более высокой нефтеотдачи на объектах с менее благоприятной геолого-промысловой характеристикой необходимо применять более плотные сетки основного фонда скважин. Ориентировочно могут быть даны следующие рекомендации по выбору плотности основной сетки для разных геологических условий.
Сетки добывающих скважин плотностью 60-40 га/скв (от 700 х 800 до 600 х 700 м)—для залежей с особо благоприятной характеристикой: с очень низкой относительной вязкостью нефти (менее 1), с достаточно высокой проницаемостью монолитного пласта, особенно при трещинном типе карбонатных коллекторов и массивном строении залежей.
Сетки добывающих скважин плотностью 30-36 га/скв (от 600 х 650 до 500 х 600 м) —для залежей пластового типа с благоприятной характеристикой: с низкой относительной вязкостью пластовой нефти (1-5), с проницаемостью коллекторов более 0,3-0,4 мкм 2 , при сравнительно однородном строении эксплуатационного объекта.
Сетки добывающих скважин или нагнетательных и добывающих вместе в зависимости от разновидности заводнения плотностью 20-25 га/скв (от 500 х 550 до 400 х 400 м) — для залежей нефти в геологически неоднородных пластах при относительной вязкости нефти до 4-5, а также при повышенной относительной вязкости нефти (до 15-20) даже при высокой проницаемости пластов.
Сетки нагнетательных и добывающих скважинплотностью менее 16 га/скв (менее 400 х 400 м) — для залежей с неоднородным строением или с низкой проницаемостью пластов, а также для залежей с высокой относительной вязкостью нефти (до 25-30) и залежей, требующих ограничения отбора жидкости из скважин в связи с образованием конусов воды или газа, неустойчивостью пород-коллекторов и т. д.
На практике для качественного сравнения плотности сетки скважин по разным объектам выделенные выше ориентировочно четыре группы сеток разной плотности основного фонда скважин условно называют соответственно: весьма редкие, редкие, средние, плотные.
На выбор плотности сетки скважин существенное влияние может оказывать глубина залежи. Из экономических соображений при прочих равных условиях для глубокозалегающих пластов целесообразными могут оказаться более разреженные сетки по сравнению с сетками при небольших глубинах. В таких случаях разреженную сетку сочетают с более активной системой воздействия. Однако необходимо учитывать, что по объектам с неблагоприятной геологической характеристикой при разреженных сетках потери нефти в недрах возрастают.
Значительное влияние на выбор сетки оказывает плотность запасов, т. е. величина запасов, приходящаяся на единицу площади залежи. С увеличением плотности запасов возрастает целесообразность уменьшения расстояния между скважинами.
При обосновании оптимальной сетки основного фонда добывающих и нагнетательных скважин наряду с геологическими факторами следует учитывать и технологические—соотношение количества добывающих и нагнетательных скважин, величину градиента давления в пласте и др.
Как уже отмечалось выше, в результате бурения скважин резервного фонда эксплуатационный объект оказывается разбуренным по неравномерной сетке, соответствующей неоднородности его строения.
Для оценки фактической плотности сетки скважин применяют несколько показателей:
1. Средняя плотность сетки всего фонда пробуренных скважин на объекте разработки в целом:
2. Средняя плотность сетки добывающих скважин на объекте в целом:
3. Средняя плотность сетки всего фонда скважин в границах разбуривания объекта:
4. Средняя плотность сетки добывающих скважин в зоне отбора:
В приведенных выражениях использованы следующие условные обозначения: Sобщ —площадь эксплуатационного объекта (залежи) в начальных его границах; Sг.р — площадь в границах разбуривания объекта; Sз.о — площадь зоны отбора, определяемая при законтурном или приконтурном заводнении и при разрезании залежи в пределах радиусов влияния добывающих скважин внешних рядов; Nд — количество пробуренных добывающих скважин (основной фонд +резервные); Nн — количество пробуренных нагнетательных скважин (основной фонд +резервные).
Среднюю плотность сетки добывающих скважин в зоне отбора Sз.о.д определяют лишь для систем разработки с линейным размещением скважин. Сравнение показателя Sз.о.д с плотностью сетки основного фонда добывающих скважин Sосн.д позволяет судить о степени уплотнения сетки добывающих скважин и общей сетки в результате бурения скважин резервного фонда.
Показатели плотности сетки Sобщ.д+н и Sобщ.д характеризуют среднюю плотность сетки в начальных границах эксплуатационного объекта. Обычно некоторые части площади объекта остаются неразбуренными (периферийные части водонефтяных зон залежи с малой нефтенасыщенной мощностью, малопродуктивные участки и др.). Значения Sобщ.д+н и Sг.р.д+н, так же как и значения Sобщ.д и Sз.о.д близки, если разбурена почти вся площадь объекта. Обычно Sобщ.д+н > Sг.р.д+н и Sг.р.д+н > Sз.о.д, причем разница между ними тем значительнее, чем больше неразбуренная часть площади.
Наряду с удельной площадью на одну скважину сетку скважин характеризуют удельными извлекаемыми запасами на одну скважину:
где Qд+н и Qд — удельные запасы на одну скважину соответственно при учете всех добывающих и нагнетательных скважин и при учете лишь добывающих скважин; Qизвл —начальные извлекаемые запасы нефти эксплуатационного объекта.
Действующие в настоящее время системы разработки с заводнением характеризуются широким диапазоном значений в основном в пределах 30-300 тыс. т на скважину. Этот показатель обычно тем больше, чем лучше фильтрационная характеристика объекта, позволяющая применять сетку скважин меньшей плотности.
Все выше сказанное о сетках эксплуатационных объектов относится к системам разработки с разбуриванием залежей вертикальными или наклонно направленными скважинами. В последние годы все более широкое применение находят, горизонтальные скважины с длиной горизонтальных стволов, создаваемых в пределах продуктивного горизонта, до 500-600 м. При удачной проводке горизонтальных скважин на ряде объектов их дебит может в 3-5 раз превышать дебит вертикальных скважин.
Пока бурение таких скважин проводится на отдельных участках месторождений и множество вопросов о расположении пока не стандартизированны.
Параметры, характеризующие систему разработки
Системы разработки нефтяного месторождения различают по двум наиболее характерным признакам:
1.Наличию или отсутствию методов воздействия на пласт с целью
извлечения нефти из недр.
2.Расположению скважин на месторождении.
Наиболее применимыми параметрами характеризующими системы разработки считаются:
Параметр плотности сетки скважин Sc — площадь объекта разработки, приходящаяся на одну скважину. Если площадь нефтеносности месторождения равна , а число добывающих и нагнетательных скважин на месторождении , то
Размерность — м 2 /скв. В ряде случаев используют параметр равный площади нефтеносности, приходящейся на одну добывающую скважину.
Удельный извлекаемый запас нефти или параметр А.П. Крылова Nкр — отношение извлекаемых запасов нефти по объекту к общему числу скважин.
Размерность параметра Nкр — т/скв.
Параметр — отношение числа нагнетательных скважин к числу добывающих скважин, т.е. . Этот параметр, характеризует интенсивность системы заводнения.
Параметр — отношение числа резервных скважин к числу добывающих скважин основного фонда, т.е. .
Резервные скважины бурят с целью вовлечения в разработку частей пласта, не охваченных разработкой в результате выявившихся в процессе эксплуатационного его разбуривания не известных ранее особенностей геологического строения этого пласта, а также физических свойств нефти и содержащих ее пород (литологической неоднородности, тектонических нарушений, неньютоновских свойств).
В многопластовом месторождении необходимо прежде всего выделить в разрезе объекты разработки (их еще могут называть – эксплуатационные объекты). Следующей задачей, которую необходимо решить при проектировании системы разработки, является порядок ввода объектов в разработку.
Существуют как бы две системы разработки многопластового месторождения:
· Система «сверху вниз», при которой каждый нижележащий пласт разрабатывается после разработки вышележащего.
· Система «снизу вверх», при которой нефтеносные пласты вводятся в разработку в порядке последовательности их залегания, начиная с нижнего. При этом вышележащие пласты могут вводиться в разработку до окончания выработки нижележащего.
Наиболее распространена в настоящее время система разработки «снизу вверх», как наиболее рациональная. Система «сверху вниз» применяется только при разработке неглубоко залегающих пластов, характеризующихся слабой проницаемостью.
Систему разработки «снизу вверх» начинают с нижнего, так называемого опорного горизонта. При этом опорный горизонт должен
1. залегать на глубине, доступной для массового бурения эксплуатационных скважин
2. обладать высокой продуктивностью и качеством нефти
3. иметь достаточно хорошо разведанную значительную площадь, т.е. быть вполне подготовленным к разработке.
Желательно также, чтобы опорный горизонт не имел подошвенной воды (для исключения заколонных перетоков при его обводнении).
Вышележащие пласты по значимости разделяются на пласты, являющиеся самостоятельными объектами разработки, либо возвратные объекты.
При разработке нижнего, опорного горизонта эксплуатационные скважины проходят все продуктивные пласты. При этом имеется возможность полного их изучения путем отбора керна и при помощи геофизических методов. В процессе разбуривания опорного горизонта детально изучаются тектонические особенности месторождения и осуществляется подготовка к разработке всех вышележащих пластов.
Преимуществами системы разработки «снизу вверх» являются:
· Уменьшение объема эксплуатационного бурения вследствие возврата с нижележащих горизонтов после их выработки на вышележащий путем перфорации.
· Ускорение темпов освоения нефтяных месторождений и определения их промышленной ценности.
· Облегчение геологической ориентировки в разрезе скважины, благодаря чему сокращается объем разведочного бурения. Этому способствует возможность возврата на вышележащий горизонт при получении неблагоприятных результатов в нижележащем.
· Уменьшение опасности глинизации нефтеносных пластов, приводящей к потере нефти.
Особым преимуществом этой системы является возможность одновременной эксплуатации всех самостоятельных объектов разработки, благодаря чему значительно ускоряются темпы освоения месторождений.
В случае разработки многопластовых залежей применяется так называемая «комбинированная» система разработки. Сущность ее заключается в том, что каждый объект разбуривается самостоятельной сеткой скважин. Внутри каждого объекта пласты разрабатываются по системе «снизу вверх», а порядок разбуривания объектов может быть любой.
Читайте также: