Лекция 6. Системы разработки

Разрабатываться нефтяная залежь может за счет только природной энергии или при её восполнении путем воздействия на пласт. В последнем случае разработка будет протекать интенсивнее, а иногда и с большей полнотой извлечения запасов нефти. Но достигаемый выигрыш потребует проведения дополнительных работ и материальных затрат. Поэтому возникает вопрос, можно ли для извлечения нефти использовать только природную энергию, удовлетворит ли она нас в отношении скорости и полноты извлечения запасов нефти или необходимо применять воздействие на пласт

Ответить на вопрос о возможности использования только естественной энергии можно лишь на основании изучения внешней (законтурной) области залежи, ее протяженности и наличии источников питания водами, значений основных параметров пласта в ней. Основную, полноценную гидродинамическую характеристику внешней области, как правило, выявляют по наблюдениям за падением давления в самой залежи в связи с отбором из нее жидкости. На основании анализа изменения пластового давления в течение опытной эксплуатации залежи получают обычно обобщенное описание внешней зоны, характеризующейся коэффициентом Z, предложенным А. П. Крыловым и представляющего собой отношение фактической средней депрессии к депрессии, определяемой по формулам упругого режима в предположении бесконечности пласта.

Зная коэффициент Z, можно с помощью расчетов предсказать изменение пластового давления при различных темпах разработки залежи. Точность этого предсказания зависит от точности определения коэффициента Z, что в свою очередь зависит от точности замеров пластового давления и продолжительности проводившихся наблюдений. Для выполнения этих расчетов допустимо воспользоваться простейшим видом схематизации залежи − равновеликим по площади кругом (или его части при наличии установленных сбросов или зон выклинивания пласта) при постоянной добыче. Обычно имеет смысл рассмотреть три варианта разработки, отличающихся друг от друга по её темпам. Например, для небольших залежей следует рассмотреть сроки разработки за 7, 15 и 25 лет, для залежей более крупных − за 10, 20 и 30 лет. Продолжительные сроки принимают главным образом для придания безусловности расчетам: если оказывается, что в эти сроки невозможен процесс разработки залежи за счет только природных источников энергии, то пластовое давление следует поддерживать. Уровень добычи нефти, который для простоты в этом расчете принимаем постоянным, определяется делением промышленных запасов нефти в залежи на предполагаемый срок разработки.

Если в залежи имеется газовая шапка, необходимо оценить возможности разработки залежи за счет энергии ее расширения. Для этого надо задаться рядом приемлемых сроков разработки и определить соответствующий уровень добычи нефти. Затем рассчитывают изме­нение во времени давления в газовой шапке, в зоне эксплуатационных скважин и на их забоях.

Если же в залежи содержится газовая шапка и действует напор краевых вод, необходимо определить возможность разработки залежи за счет одновременного влияния и того, и другого фактора − вытеснения нефти газом со стороны газовой шапки и вытеснения нефти водой из законтурной области. Определение коэффициента Z в таких условиях несколько усложняется. Чтобы найти добычу нефти за счет энергии законтурной области, нужно из фактической добычи вычесть то количество нефти, которое получено за счет энергии упругого расширения газовой шапки (Q_m). Значение Q_m можно определить по формуле Q_m = V_o ( р/р), но при этом нужны достоверные данные о первоначальном объеме газовой шапки V₀ и об изменении в ней давления р = р₀ − р (р − первоначальное, а р − среднее текущее давление в газовой шапке).

Результаты, полученные указанными расчетами, можно подразделить на три типичных случая.

1. Падение пластового давления к концу разработки меньше допустимого, разработку можно вести без поддержания пластового давления.

2. Падение пластового давления больше допустимого уже через небольшой промежуток времени при самых низких темпах разработки. Значит необходимо проектировать восполнение пластовой энергии, то есть поддерживать пластовое давление.

3. Падение пластового давления совпадает с допустимым или несколько больше его. В этих случаях нужно наметить расчетные варианты для выполнения более точных гидродинамических расчетов, как при отсутствии поддержания давления, так и с применением закачки воды или газа.

Если можно обойтись без поддержания давления, выбор принципиальной схемы разработки на этом заканчивается и переходят к установлению расчетных вариантов.

Если необходимо поддерживать пластовое давление, то надо установить вид воздействия (закачка воды, газа, пара или другого агента) и схему воздействия(закачка воды за контур или внутри него, применение площадного заводнения, нагнетание газа в газовую шапку, в среднюю часть залежи, насыщенную нефтью, или же по всей площади залежи).

Нужно также установить, какое следует поддерживать в пласте на линиях нагнетания давление (равное начальному пластовому давлению, ниже или выше его).

При законтурном заводнении естественное течение процесса интенсифицируется, так как область питания приближается к самой залежи; стягивание контура нефтеносности (если пласт в основном представлен непрерывным и хорошо проницаемым коллектором и наклон его значителен) может проходить наиболее рационально и коэффициент нефтеотдачи повысится.

При низкой проницаемости за контуром нефтеносности для эффективности процесса поддержания давления следует наметить закачку во внутреннюю часть залежи − запроектировать внутриконтурное заводнение или приконтурное заводнение.

Если законтурное заводнение не может обеспечить разработку крупной залежи в приемлемые сроки, то надо запроектировать и внутриконтурное заводнение. При этом залежь «разрезается» рядами нагнетательных скважин на отдельные площади, разработка которых заканчивается быстрее.

На залежах с низкими коллекторскими свойствами, где внутриконтурное «разрезание» не в состоянии обеспечить нужных темпов разработки, проектируется площадное заводнение. Применение этого метода обеспечивает нужные темпы разработки даже при самых плохих коллекторских свойствах залежи, поскольку фильтрационные сопротивления между забоями эксплуатационных и нагнетательных скважин сокращаются. Разместив то же общее число скважин на той же площади по четырех-, пяти- или семиточечной системе площадного заводнения, можно получить большую добычу нефти, чем при системе внутриконтурного заводнения, когда между двумя линейными рядами нагнетательных скважин располагаются пять рядов добывающих скважин. В настоящее время площадное заводнение с самого начала разработки месторождений повсеместно не применяется. Дело в том, что некоторые исследователи считают, что когда площадное заводнение используется с начала разработки, то получают меньшую нефтеотдачу и большое количество попутной воды. Внимательное теоретическое изучение этого вопроса и учет практики применения внутриконтурного заводнения в последние годы все больше свидетельствуют о необоснованности этого мнения.

При площадном заводнении нагнетательные и добывающие скважины приближены друг к другу. Участок, дренируемый одной добывающей скважиной, находится под воздействием нескольких нагнетательных, расположенных по разные стороны от нее. Воздействие на пласт идет интенсивнее и при более полном охвате его процессом вытеснения.

Известны результаты геолого-гидродинамического анализа и расчетов, проведенных во ВНИИ для одного из месторождений Западной Сибири: наиболее высокая нефтеотдача (58 %) и к тому же за самый короткий срок достигается при площадной системе заводнения. Меньшую нефтеотдачу получают при однорядной системе (на 1,5 % меньше за срок на 10 % больший). На 4 %ниже, чем при площадном заводнении, нефтеотдача при трехрядной системе, и на 9 % − при пятирядной. Если принять накопленную добычу нефти к концу разработки при площадном заводнении за 100 %, то при однорядной системе будем иметь 97,5 %, при трехрядной и пятирядной − 93 и 85 % соответственно. Получается, что нефтеотдача при площадном заводнении не меньше, чем при многорядной системе.

Обычно применение площадного 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 не­обходимых темпов разработки. Вероятно, это объясняется тем, что, как правило, там, где средняя проницаемость мала, она сильно меняется по площади и по разрезу, а сами продуктивные пласты имеют множество зон выклинивания и замещения их непроницаемыми породами. В таких условиях водонефтяной контакт продви­гается неравномерно и, как следствие этого, наблюдаются ранние прорывы воды в эксплуатационные скважины и пониженная нефтеотдача. Это положение усугубляется при повышенной вязкости нефти. Процесс обводнения добывающих скважин в таких системах более постепенный и значительно растягивается во времени (вода появляется значительно раньше, но темп нарастания обводненности замедленный). Однако это обусловлено не пороками площадного заводнения, а природными свойствами таких пластов. При применении площадного заводнения сначала разработки в пластах со средней неоднородностью, содержащих нефть невысокой вязкости (1 − 3 мПа∙с), вероятно будут достигнуты сравнительно высокая конечная нефтеотдача и сравнительно небольшой отбор сопутствующей воды.

Так как реальные пласты, как правило, прерывисты (отдельные слои выклиниваются), то при удалении нагнетательных скважин от добывающих снижаются как коэффициент воздействия на пласт, так и коэффициент охвата процессом вытеснения. Поэтому на многих месторождениях стали сближать скважины или переносить фронт нагнетания, а также бурить дополнительные нагнетательные скважины.

В условиях неоднородных пластов значительно труднее определить систему разработки, при которой охват заводнением по площади залежи был бы наибольшим. В проектах разработки таких залежей предусматривают большой резервный фонд скважин, предназначенных для повышения коэффициента вытеснения и коэффициента воздействия на пласт. Они бурятся по мере выявления и уточнения особенностей геологического строения месторождения.

Теоретические исследования и промысловые испытания показали возможность повышения охвата процессом заводнения сильно неоднородных пластов с помощью периодического изменения давления в отдельных зонах пласта в результате изменения режимов работы нагнетательных и эксплуатационных скважин (циклическое воздействие на пласт). При площадном заводнении создаются благоприятные условия для изменения давления в любой части пласта и, следовательно, для применения метода циклического воздействия на пласт.

При большой глинистости коллектора, разбухающего и закупоривающегося от воздействия воды, её закачка в пласт может оказаться и неосуществимой. В этом случае поддерживать давление в залежи и вытеснять нефть к скважинам, возможно, придется путем закачки газа.

При значительной газовой шапке, отсутствии напора краевых вод, недостатке воды в районе залежи и наличии на том же или на соседнем месторождении горизонтов, богатых газом высокого давления также может оказаться целесообразным поддержание давления путем нагне­тания газа.

Газ закачивают в «шапку» с целью поддержания в ней давления на уровне начального или с целью замедления его падения по мере расширения газовой шапки в процессе разработки. При условиях, благоприятных для закачки газа и неблагоприятных для нагнетания воды, можно создать ис­кусственную газовую шапку, нагнетая газ в скважины на своде структуры или другом повышенном месте залежи.

Может оказаться целесообразным площадная закачка газа и с начала разработки. Но, поскольку вязкость газа значительно меньше вязкости нефти, то степень вытеснения нефти газом будет ниже, чем при площадном заводнении и при закачке газа в естественную или искусственную газовую шапку, а удельный расход газа больше удельного расхода воды. Поэтому площадное нагнетание газа, как правило, следует применять лишь на пластах с очень низкой проницаемостью, для которых к тому же установлена невозможность площадного заводнения.

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

Бывают случаи, когда ни закачка воды, ни закачка газа невозможны или нерентабельны. Например, в трещиновато-пористых коллекторах с двумя видами пористого пространства: в блоках породы и в трещинах. В таких пластах основные запасы нефти сосредоточены в порах блоков, но проницаемость этих пор значительно ниже проницаемости трещин, в которых, однако, сосредоточена незначительная часть запасов нефти. В этом случае (если отсутствует или мала капиллярная пропитка) вытеснение нефти водой или газом приведет к извлечению только нефти, находящейся в трещинах. Основная же масса нефти останется в порах блоков породы пласта.

Другим примером неэффективности применения закачки воды или газа являются залежи нефти в пластах с близко расположенными (в десятках и сотне метров) непроницаемыми границами, т. е. залежи, разбитые тем или иным путем на множество мелких блоков. Для более полного охвата залежи процессом вытеснения придется бурить много скважин, так как на каждой мини залежи необходимо иметь, по крайней мере, одну нагнетательную и одну добывающую скважину. Это может привести к нерентабельности применения методов воздействия на пласт. Придется проектировать разработку без воздействия на пласт не потому, что оно излишне, а потому, что оно нецелесообразно.

В последних случаях процесс разработки придется осуществлять не при напорном вытеснении нефти, а при упругом режиме, затем на режиме растворенного газа и, наконец, на гравитационном режиме.

 

 

ЛЕКЦИЯ 7. ВЫБОР ВАРИАНТОВ РАЗРАБОТКИ ДЛЯ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОГО АНАЛИЗА (ЧАСТЬ 1)

После выбора схем разработки (с воздействием на пласт или без него) намечают расчетные варианты разработки залежи. Они должны охватывать все возможности и разновидности процесса разработки за исключением нерентабельных. Варианты, по которым проводятся гидродинамические и экономические расчеты и последующий анализ, должны варьировать в достаточно широком диапазоне изменения числа добывающих и нагнетательных скважин, схем их размещения и режимов работы.

Отсутствие поддержания давления. Наиболее просто наметить расчетные варианты когда залежь может быть разработана за счет запаса естественной пластовой энергии: напора краевых вод, газа газовой шапки или, наконец, за счет режима растворенного газа. В большинстве случаев вопрос о размещении добывающих скважин решается в общем виде.

Расчетные варианты будут отличаться числом и режимом работы добывающих скважин. Сначала намечают центральный вариант, при котором расстояния между скважинами наиболее удачны, как об этом можно судить на основе опыта проектиро­вания разработки залежей со сходными условиями или интуитивных представлений. Затем рассматривают 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). Выполнение расчетов по намеченным вариантам позволит получить основные показателей разработки в широких диапазонах.

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

Надо исследовать возможности интенсификации нефтедобычи за счет установления высоких дебитов каждой скважины (то есть эффективного использования скважин и устанавливаемого на них оборудования).

Крайние варианты по числу скважин можно рассмотреть при двух наиболее предпочтительных режимах работы скважин. При этом должна быть уверенность, что исключенные из анализа режимы работы и сеток скважин не обеспечивают более высокие показатели разработки.

Если залежь небольшая, то сроки ее могут оказаться очень короткими. Отбор нефти при поддержании на забоях скважин постоянного минимально допустимого давления будет резко уменьшаться со временем. Поэтому возникают вопросы: какой может быть минимальный срок разработки; нужно ли в первый период ограничивать дебиты скважин, чтобы получать примерно постоянный уровень добычи нефти с залежи; какое минимальное число скважин допустимо с точки зрения обеспечения полноты извлечения нефти из пласта? В этом случае число скважин устанавливают путем исследования влияния на коэффициент нефтеотдачи плотности сетки скважин и рационального их размещения. Затем намечают несколько вариантов режимов работы, исходя не из возможностей одной скважины по дебиту или забойному давлению, а по сроку разработки залежи и по дебиту нефти со всей залежи. Если же выбранное число скважин не может обеспечить желательного темпа разработки, то надо дополнительно рассмотреть варианты с большим числом скважин, которые обеспечат сравнительно высокую нефтеотдачу и желательный уровень добычи нефти.

Законтурное заводнение. В случае применения законтурного заводнения также должны быть рассмотрено до трех вариантов по режиму работы добывающих скважин и три—пять вариантов по числу скважин. Кроме того, исследуют различные варианты расположения нагнетательных скважин и их числа при раз­личных давлениях на линии их расположения. Причем с одной стороны источника питания (естественного или искусственного) не целесообразно размещать более четырех одновременно работающих рядов добывающих скважин.

Линию нагнетания (проходящую через на­гнетательные скважины) намечают за контуром залежи. Ее расположение зависит от:

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

б) предполагаемого расстояния между нагнетательными скважинами;

в) расстояния между внешними и внутренними контурами нефтеносности и между внутренним контуром нефтеносности и первым рядом добывающих скважин.

Чем достовернее определено местоположение внешнего контура нефтеносности, чем круче и выдержаннее пласт, тем ближе к контуру можно наметить линию нагнетания. Смысл этих требования 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 нагнетания. 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 меньше будет проявляться взаимодействие отдельных нагнетательных и добывающих скважин). Выполнение этих требований обеспечивает сохранение формы контуров нефтеносности без резких языков вторжения воды в нефтяную часть пласта от нагнетательных скважин.

Однако невозможно заранее установить местоположение линий нагнетательных скважин. Значение всех вышеперечисленных факторов ослабляется по мере увеличения неоднородности и изменчивости пласта по толщине и по площади. Изменения толщины и в особенности проницаемости пласта начинают сильно сказываться на фильтрационном потоке и, следовательно, на характере перемещения контуров нефтеносности. Остается единственное соображение, − чем ближе расположена линия нагнетания к линии отборов, тем меньше будут фильтрационные сопротивления и тем, следовательно, эффективнее будет нагнетание. Поэтому обычно нагнетательные скважины располагают, возможно ближе к внешнему контуру нефтеносности, на нем или в 200 − 300 м от него, в зависимости от угла наклона пласта и расположения эксплуатационных скважин, обеспечивая по существу только непопадание нагнетательных скважин в нефтенасыщенную часть пласта.

Число нагнетательных скважин в большинстве случаев определяется путем гидродинамических расчетов. При значительной приемистости, когда по расчету получают небольшое количество нагнетательных скважин, их число устанавливают с учетом обеспечения сравнительно равномерного охвата всей залежи процессом поддержания давления и обеспечения сравнительно равномерного перемещения водонефтяного контакта.

Рассматривают несколько расчетных вариантов, отличающихся 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 рассматривают возможности интенсификации процесса разработки путем повышения давления на линии нагнетания выше на­чального пластового, а в некоторых случаях и возможность поддержания на линии нагнетания давления ниже начального пластового, если объем закачиваемой воды можно сократить за счет поступления воды из законтурной области под действием естественного напора. После расчетов по нескольким вариантам интенсивности поддержания (или повышения) давления можно определить зависимости основных показателей разработки от давления на линии нагнетания. Рассматривают влияние давления на линии нагнетания не при всех сетках добывающих скважин и режимах их работы, а при одном--двух и, в особых случаях, трех основных вариантах.

Внутриконтурное заводнение. При внутриконтурном за­воднении как и при законтурном наме­чают три--пять расчетных варианта с различным числом добывающих скважин и один--три варианта с различными режимами их эксплуатации, исследуют эффективность поддер­жания давления на линиях нагнетания по меньшей мере при трех вариантах.

Но прежде изучают варианты размещения нагнетательных скважин. При этом учитывают особенности строения продуктивного пласта, изменение его толщины и проницаемости, абсолютные зна­чения этих параметров, степень монолитности или, наоборот, расчлененность пласта на отдельные прослои, зоны их выклинивания, изменения насыщенности пласта нефтью и водой.

Намечаемое расположение нагнетательных скважин должно преследовать следующие цели.

1. Обеспечение во всех местах нефтяной залежи эффективного поддержания пластового давления. Для этого нагнетательные скважины должны вскрывать все продуктивные прослои и пропластки и охватывать изолированные друг от друга крупные участки, которые можно выявить на стадии проектирования.

2. Получение максимальной нефтеотдачи. Для этого процессом вытес-нения нефти водой должен охватываться весь пласт, не должны оставаться тупиковые и застойные области, не промытые водой участки.

3. Продолжительность разработки отдельных зон, участков или площадей, а также всей залежи в целом не должна превышать сроков, удовлетворяющих потребности народного хозяйства.

Внутриконтурное заводнение можно эффективно применять при разработке крупных залежей с целью интенсификации разработки; а также в небольших залежах в случае: а) невозможности или малой эффективности применения законтурного заводнения из-за плохой проницаемости в законтурной части; б) в помощь законтурному заводнению (при низкой проницаемости, наличии зон выклинивания, плохом охвате пласта воздействием законтурными нагнетательными скважинами и т. д.).

Крупная залежь либо «разрезается» на отдельные площади или участки, каждый из которых разрабатывается как самостоятельная залежь, либо ряды нагнетательных скважин не везде располагаются непрерывной линией, а проводятся так, чтобы поблизости от них можно было бы расположить возможно больше добывающих скважин.

«Разрезающие» ряды нагнетательных сква­жин проектируются:

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 наибольшего понижения пластов;

4) перпендикулярно к линиям замещения проницаемых продуктивных пород непроницаемыми породами (перпендикулярно к линиям выклинивания) − вблизи от этих линий;

5) так, чтобы выделяемые площади и участки имели форму и размеры, обеспечивающие их разработку в допустимые сроки;

6) с учетом поверхностных сооружений и расположения населенных пунктов (в районе населенных пунктов можно размещать только нагнетательные скважины, а добывающие − за их пределами).

После определения местоположения рядов нагнетательных скважин, как и в случае законтурного заводнения, приступают к выбору расчетных вариантов. Давление нагнетания определяют, как и при законтурном заводнении, Но, поскольку утечки воды значительно меньше, то повышение давления нагнетания бывает выгоднее при внутриконтурном заводнении.

 

ЛЕКЦИЯ 8 ВЫБОР ВАРИАНТОВ РАЗРАБОТКИ ДЛЯ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОГО АНАЛИЗА (ЧАСТЬ 2)

При площадном заводнении расчетные варианты разработки нефтяного месторождения могут различаться:

1) схемой расположения добывающих и нагнетательных скважин;

2) расстоянием между скважинами;

3) режимами эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин.

Схему расположения скважин обычно выбирают из общих соображений и в зависимости от соотношения вязкостей воды и нефти. Так, для площадного заводнения при часто встречающихся соотношениях вязкостей (когда вязкость нефти в 2 − 6 раз больше вязкости воды) рекомендуют четырехскважинную (обращенную семиточечную) систему, при которой добывающие скважины размещены в вершинах правильных шести­угольников, а нагнетательные в их центрах. На одну нагнетательную скважину при этом приходится две добывающих, что позволяет получить максимальный, по сравнению с другими возможными системами удельный дебит жидкости − дебит на одну скважино-единицу (добывающую и нагнетательную) и каждую единицу перепада давления между добывающими и нагнетатель­ными скважинами. При оценке эффективности систем заводнения учитывают, 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 каждую нагнетательную, расположена наиболее равномерно (шестиугольник наиболее близок к кругу), что обеспечивает наилучший охват пласта процессом вытеснения нефти водой. В конце разработки для улучшения условий вытеснения нефти из промежутков между добывающими скважинами может оказаться целесообразным перевести часть из них в нагнетательные.

 

 

Рисунок 8.1 − Площадная четырех- (а), пяти- (б), семи- (в), девятиточечная (г) и линейная (д, е) системы заводнения; ○ – добывающие, – нагнетательные скважины

 

При соотношении вязкостей нефти и воды около двух максимальный удельный дебит можно получить при пятиточечной системе. Поэтому ей следует отдать предпочтение, хотя охват пласта вытеснением по площади по этой системе меньше, чем при четырехточечной или семиточечной.

Если вязкости нефти меньше или равна вязкости воды, максимальный удельный дебит получают при семиточечной системе с соотношением нагнетательных и добывающих скважин 2:1.

При соотношении вязкостей нефти и воды выше 10, больший удельный дебит может быть достигнут при применении систем заводнения с большим числом добывающих скважин, приходящихся на каждую нагнетательную. Таковы 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. То есть для каждого конкретного случая следует сначала проанализировать возможные системы расположения скважин с точки зрения достижения наиболее полного охвата пласта процессом вытеснения и с точки зрения получения максимального удельного дебита нефти.

Выбрав схему размещения скважин, приступают к определению расчетных вариантов. Принимают от трех до пяти вариантов − по плотности сетки скважины и по расстояниям между ними, от одного до трех вариантов − по режиму эксплуатации добывающих скважин. Режим эксплуатации нагнетательных скважин устанавливается заданием в них давления на забое или на устье. Тип насосов во многих случаях определяют путем логического анализа.

Нагнетание в пласт газа или пара. Расчетный вариант разработки при поддержании пластового давления закачкой газа в естественную или искусственную газовую шапку близок к поддержанию давления путем внутриконтурного заводнения небольшой залежи с пониженной проницаемостью в законтурной области, когда вода закачивается в центральную часть пласта. Если газовая шапка создается искусственно, то разница между этими случаями заключается в основном в различии вязкости и плотности нагнетаемого агента.

Поэтому при закачке газа исследуют такие же расчетные варианты, как и при внутриконтурном заводнении: три-пять вариантов, отличающихся числом добывающих скважин, один-три варианта по режиму эксплуатации добывающих скважин. Для определения интенсивности поддержания давления (в данном случае по количеству газа, закачиваемого в газовую шапку) следует рассмотреть большее число вариантов (три--пять). Процесс нагнетания газа более сложный и дорогой, поэтому определение эффективного давления нагнетания имеет большее значение. Нагнетательные скважины обычно размещают по площади газовой шапки равномерно. Число нагнетательных скважин вследствие небольшой вязкости газа обычно невелико и находится гидродинамическим расчетом. При очень низких коллекторских свойствах пласта, а также для крупных залежей с плохими коллекторскими свойствами, когда заводнение невозможно или малоэффективно целесообразно рассмотреть возможность площадной закачки газа с начала разработки или на её ранней стадии.

Для достижения максимального дебита обобщенной скважины (добычи нефти, отнесенной к общему числу добывающих и нагнетательных скважин) предпочтительны системы с большим числом добывающих скважин, приходящихся на одну нагнетательную. Однако такие системы не могут обеспечивать полного охвата пласта воздействием, особенно при боль­шой неоднородности пласта. При нагнетании высоко подвижного газа (поскольку вязкость газа обычно на два--три порядка меньше вязкости нефти), это обстоя­тельство усугубляется. Поэтому основное внимание при выборе системы воздействия следует уделить обеспечению наиболее полного охвата пласта воз­действием и процессом вытеснения. В таком случае приемлема четырех­точечная (обращенная семиточечная) схема с двумя эксплуатационными скважинами, приходящимися на каждую нагнетательную. Эта схема обеспечивает наибольшее воздействие, а также инверсию загазовывающихся добывающих скважин в нагнетательные.

При закачке пара в пласт для лучшего обеспечения гидродинамического и термического воздействия целесообразно вносимое в пласт тепло доставлять возможно ближе к добывающим скважинам. Поэтому предпочтительны площадные системы воздействия на пласт.

Многопластовые месторождения. Существуют особенности выбора принципиальных схем разработки, систем воздействия на пласт и расчетных вариантов в условиях многопластовых месторождений. Для таких месторождений нельзя рассматривать каждый пласт (каждый эксплуатационный объект) отдельно, вне связи с другими пластами (горизонтами) этого месторождения. Системы разработки и способы воздействия для всех пластов (объектов) многопластового месторождения обязательно должны быть согласованы и увязаны.

При проектировании систем разработки много­пластовых нефтяных месторождений важнейшее значение имеет правильное выделение эксплуатационных объектов для разработки их самостоятельными сетками скважин. Однако одними средствами нефтепромысловой геологии этот вопрос не может быть разрешен. Должны быть привлечены гидродинамика и экономика. Это можно сделать высококачественно лишь при расчете и анализе 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 математического программирования нужно также найти оптимальное распределение текущей добычи нефти и материальных средств между отдельными объектами. Это распределение обеспечит получение заданного уровня добычи нефти с месторождения при минимальных общих затратах или минимальных капиталовложениях.

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) − законтурное заводнение, а по верхним − сочетание законтурного с внутриконтурным. Следует учитывать возможную гидродинамическая связь между пластами, отнесенными к разным объектам. Часто перемычка между такими пластами бывает недостаточной мощности и не исключена возможность 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, отнесенными к разным эксплуатационным объектам, будут наблюдаться при несовпадении по ним линий нагнетания и зон отбора жидкости. Это особенно важно в случае внутриконтурного заводнения.

В зависимости от взаимного расположения зон эксплуатации и линий заводнения возможны различные виды перетоков пластовых жидкостей. Наименее опасны из них перетоки нефти из одного пласта в нефтяную часть другого пласта или перетоки воды в водонасыщенную часть другого пласта. 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, так как нефть, поступившая в водоносную область, может быть потеряна. 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 значи­тельно больше, так как на перемычке между пластами, толщиной не более нескольких метров, создается перепад давления в 10 МПа и более.

Возможность появления перетоков минимальна при совпадении в плане линий нагнетания и зон отбора по всем пластам, так как в этом случае значения пластовых давлений в соседних пластах отличаются мало.

Совпадение линий нагнетания и зон отбора позволит в широкой сте­пени варьировать сочетанием различных пластов. Применение же для каждого эксплуатационного объекта своей линии воздействия (не совпадающей в плане с линиями воздействия по другим объектам) создает «жесткую систему», при которой возможность различных сочетаний пластов для их совместной работы ограничена. При этом создаются определенные практи­ческие выгоды в отношении обустройства промысловой площади (общность комму­никаций).

Если группирование продуктивных пластов в эксплуатационные объекты в процессе разработки окажется не вполне целесообразным, то его надо будет изменить.

Итак, технологические схемы или проекты разработки по отдельным эксплуатационным объектам многопластового месторождения должны составля­ться лишь на основе предварительной генеральной схемы разработки его основных пластов.

Лишь в отдельных случаях, когда недостаточно исходных геолого-промысловых данных, можно в порядке исключения составлять технологическую схему разработки по отдельному эксплуатационному объекту, но только после оценки возможностей добычи по месторождению в целом и, что особенно важно, после установления системы воздействия по этому месторождению.