Геология, поиски и разведка месторождений нефти и газа (стр. 31 )

При вытянутой форме залежи, и карт, характеризующих мощность, пористость и проницаемость, ряды скважин располагаются поперек длинных осей карт этих параметров. При ином направлении разрезающие ряды могут оказаться на участках с пониженной проницаемостью пласта. Ширину блоков выбирают от 4 до 1,5 км в зависимости от гидропроводности объекта. Уменьшение ширины полос повышает активность системы заводнения. Число рядов добывающих скважин в пределах блока располагают обычно нечетное количество рядов добывающих скважин, при этом центральный ряд играет роль "стягивающего".

Систему с узкими блоками и трехрядным размещением скважин применяют и на высокопродуктивном эксплуатационном объекте при необходимости разработки его высокими темпами, или при необходимости обеспечения продолжительного периода фонтанной эксплуатации.

-  Площадное, при котором в условиях общей равномерной сетки скважин нагнетательные и добывающие скважины чередуются по строгой сетке (пятиточечная, семиточечная, девятиточечная, ячеистая прямые, или обращенные). Применяются различные варианты формы сеток и взаимного размещения нагнетательных и добывающих скважин. Они характеризуются различной активностью (соотношением добывающих и нагнетательных скважин). Системы площадным заводнением обладают большей активностью, чем охарактеризованные ранее. Но имеют также и ряд недостатков. Они практически не позволяют регулировать скорость продвижения воды к разным добывающим скважинам за счет перераспределения воды. Поэтому возрастает угроза преждевременного обводнения скважин. Коэффициент извлечения нефти тех месторождений, на которых применяется площадное заводнение, обычно не превышает 0,4 - 0,45.

-  Избирательное (разновидность внутриконтурного) заводнение (рис. 3.4) предусматривает выбор местоположения нагнетательных скважин после разбуривания эксплуатационного объекта по равномерной сетке. После разбуривания объекта и некоторого периода эксплуатации всех скважин на нефть для освоения под закачку воды выбирают те, которые обеспечат эффективное строение на весь объем залежи. Избирательное заводнение применяют при резкой неоднородности пластов, нарушении объекта разрывами.

Рис. 3.4. Система разработки нефтяной залежи с избирательным заводнением (по и др., 2000). Зоны пласта с проницаемостью 1 - высокой, 2 - низкой. Остальные условные знаки см. на рис. 3.1.

Существуют различные разновидности избирательного заводнения.

- Очаговое, в котором очаги заводнения создаются на отдельных участках после освоения запроектированного вида заводнения.

-  Головное - при котором вода нагнетается в наиболее повышенные зоны залежей тектонически, или литологически экранированных в сводовых частях.

-  Барьерное - применяется при разработке нефтегазовых и нефтегазоконденсатных залежей пластового типа для изоляции газовой (газоконденсатной части залежи) от кольцевой. При этом кольцевой ряд нагнетательных скважин располагают в пределах газонефтяной зоны вблизи внутреннего контура газоносности. В результате в пласте образуется водяной барьер, отделяющий газовую часть залежи от нефтяной. Применение барьерного заводнения позволяет разрабатывать одновременно и нефтяную и газовую части месторождения.

Так как любой эксплуатационный объект геологически неоднороден и уникален, то для каждого из них должна создаваться индивидуальная сетка скважин, неравномерная по площади. Обычно сначала бурят скважины основного фонда, а затем, при необходимости - резервного. Ориентировочные значения плотностей сетки скважин следующие (таблица 30). Плотность скважин измеряется в га/скв. Эта величина показывает, на сколько гектаров площади месторождения приходится одна скважина.

1.5. Выбор градиента давления в эксплуатационном объекте.

р =∆ р/L. где

∆ р = рпл. н.- рзаб. д.- перепад давления между контуром питания и зоной отбора, рпл. н - пластовое давление на контуре питания, или в месте нагнетания воды. рзаб. д. забойное давление на добывающих скважинах. L - расстояние между контуром питания и зоной отбора. Увеличение градиента давления достигается двумя способами. Во-первых, уменьшением расстояния между контуром питания и зоной отбора (увеличением плотности сетки скважин). Во-вторых, повышением давления на линии нагнетания, или снижением давления на забое добывающих скважин. Пластовое давление на линии нагнетания считается целесообразным поддерживать на 10-20% выше начального пластового.

При чрезмерном повышении давления нагнетания может произойти неконтролируемый гидроразрыв пласта (см. далее) и прорыв воды по образующимся трещинам.

Таблица 30.

Примерные плотности скважин.

Наименование	Расстояние между скважинами, м	Плотность га/скв.	Характеристика геологических условий
Плотные	400 x400	<16	Залежи в геологически неоднородных пластах, или пластах с низкой проницаемостью, высокой относительной вязкостью нефти до >15-20 и относительной вязкости нефти до 15-20 даже при высокой проницаемости пластов. Залежей, требующих ограничения отбора жидкости из скважин в связи с образованием конусов воды, или газа, неустойчивостью пород и т. д.
Средние	500 х 550 - 400 х 400	20-25	Залежи в геологически неоднородных пластах с пониженной проницаемостью, относительная вязкость нефти до 4-5, даже при высокой проницаемости пластов.
Редкие	600-650 - 500 - 600	30-36	Благоприятные - с низкой относительной вязкостью пластовой нефтью (до 2 - 3), с проницаемостью коллекторов более 0,4 - 0,5 мкм2 , при сравнительной однородности эксплуатационного объекта.
Весьма редкие	700 х 800 - 600 х 700	60-40	Особо благоприятные - высокая проницаемость монолитного пласта, малая вязкость нефти (<1).

Понижение забойного давления вовлекает в процесс разработки сравнительно плохо проницаемые коллекторы, однако величина снижения забойного давления считается допустимой лишь на 10-20% от значения давления насыщения. Иначе разгазирование нефти в пласте может привести к снижению нефтеотдачи.

1.6. Выбор комплекса мероприятий по контролю и регулированию процесса разработки.

1.7. Решение вопроса о применении нетрадиционных методов разработки (физико-химических, теплофизических, термохимических, смешивающегося вытеснения, и др.), или их комплексов. Подробнее об этом будет сказано далее.

Все вышесказанное относится к вертикальным и наклонным скважинам. В настоящее время при разработке все чаще применяются горизонтальные скважины. Их строительство и эксплуатация представляют свои трудности, однако, при благоприятной ситуации, их дебит может в 3 - 5 раз превышать дебит вертикальных скважин. Горизонтальные скважины применяются на залежах:

-  с небольшой нефтенасыщенной толщиной пластов,

-  в низко проницаемых неоднородных пластах малой толщины,

-  в зонах над водонефтяными, или под газо-водяными контактами,

-  в залежах на площадях с затрудненными условиями разбуривания и т. д.

3.16.2. Регулирование процесса разработки

В результате регулирования процесса разработки, во-первых, должна быть обеспечена предусмотренная проектным документом динамика добычи углеводородов по объекту разработки. Во-вторых, на ранней стадии разработки регулирование должно способствовать выводу объекта на максимальный проектный уровень добычи. На II и III стадиях решаются задачи сохранения максимального уровня добычи нефти и газа возможно более длительное время. 2.4. Достижение по залежи проектного коэффициента извлечения нефти. 2.5. На IV стадии - главной задачей является доизвлечение нефти.

Наконец, в результате регулирования разработки должно быть достигнуто всестороннее улучшение экономических показателей, которое достигается максимальным использованием фонда пробуренных скважин, и закачкой вытесняющих реагентов. Регулирование разработки проводят двумя путями - через уже пробуренные скважины, или с изменением (уплотнением) системы разработки.

Геолог на промысле также ведет регулирование и учет фонда скважин. Он принимает решение о переводе скважины из одного состояния в другое. В задачу нефтегазопромысловой геологии входит также контроль добычи нефти, газа и воды и их динамики по скважине, эксплуатационному объекту и месторождению в целом. Для этого составляются следующие документы:

-  геологический отчет по эксплуатации скважин;

-  карта текущего состояния разработки;

-  карта суммарных отборов и закачки по скважинам;

-  технологический режим работы скважин.

Ведется контроль пластовых давления и температуры; охвата эксплуатационного объекта процессом вытеснения; внедрения нагнетаемой воды в продуктивные пласты и заводнения продуктивных пластов.

3.17. Геологические аспекты разработки

трудноизвлекаемых запасов нефти

К трудноизвлекаемым запасам относятся запасы месторождений, залежей, или их частей, отличающихся сравнительно неблагоприятными для извлечения геологическими условиями залегания и (или) физическими свойствами нефти. Для добычи трудноизвлекаемых запасов требуются повышенные затраты финансовых, материальных и трудовых ресурсов, нетрадиционные технологии, несерийное оборудование, дорогостоящие реагенты и материалы. По экономическим критериям эффективности разработки трудноизвлекаемые запасы занимают промежуточное положение между балансовыми и забалансовыми.

3.17.1. Общие сведения о трудноизвлекаемых запасах

3.17.1.1. Структура трудноизвлекаемых запасов в энергетическом балансе