§ 2. Контроль и регулирование разработки нефтяной залежи

Идеальное перемещение водонефтяного контакта возможно лишь в пласте геометрически правильной формы и однородном по физическим свойствам. В большинстве случаев эти условия не выдерживаются и перемещение контуров нефтеносности и водоносности происходит неравномерно.

Для наблюдения за продвижением контура воды предназначены контрольные или наблюдательные скважины. Увеличение обводненности нефти, извлекаемой из скважин, сигнализирует о подходе воды к данному участку пласта.

Неравномерное продвижение воды достигается ограничением отборов жидкости из обводняющихся скважин и скважин, близко расположенных к контуру водоносности; изоляцией нижних обводнившихся частей или пропластков залежи; ограничением объема закачиваемой воды через скважины, наиболее близко расположенные к обводняющемуся участку с одновременным увеличением объема закачиваемой воды в зонах, где продвижение контурных вод замедленное.

В процессе разработки постоянно контролируется изменение пластового давления по площади. Чтобы получить ясную картину о значении пластового давления в разных частях нефтяной залежи, следует замерить этот параметр в возможно боль-жем числе скважин. По полученным данным строят так называемую карту изобар (кривых, соединяющих точки с равными давлениями).

Для прослеживания за изменением пластового давления карты изобар строятся через определенные промежутки времени. Изучение и анализ этих карт позволяет определять темпы падения пластовых давлений по отдельным участкам площади, находить причины резких снижений давлений по этим участкам и намечать мероприятия по выравниванию давления.

Для анализа и регулирования процессов разработки нефтяных месторождений кроме карт изобар составляют также карты равных коэффициентов проницаемости и продуктивности на 1 м мощности пласта, карты отборов нефти по зонам и скважинам, карты обводненности и продвижения контуров нефтеносности.

Графическим методом можно построить также ряд производных графиков, например графики соотношения между отбором жидкости и пластовым давлением, между суммарным отбором жидкости и изменением газового фактора и т. п.

Графики разработки, карты изобар и карты обводнения позволяют правильно оценивать состояние разработки и намечать правильные пути регулирования процесса эксплуатации отдельных скважин и пласта в целом.

§ 3. Разработка газовых месторождений

Особенности разработки газовых месторождений обусловлены отличием физических свойств газа от соответствующих ствойств нефти: гораздо меньшими вязкостью и плотностью и значительной сжимаемостью.

Добытую из недр нефть перед переработкой ее на заводах можно в случае необходимости длительное время хранить в емкостях, расположенных в районах добычи нефти, на трассах нефтепроводов и на самих заводах. Извлеченный же на поверхность газ следует тут же направлять в магистральный газопровод или местным потребителям.

Следовательно, в большинстве случаев основная особенность разработки крупных газовых месторождений заключается в неразрывной связи всех элементов в системе пласт — скважина — газосборные сети на промысле — магистральный газопровод — потребители.

Как и для нефтяных месторождений, в основу рациональной разработки газового месторождения положен принцип получения заданной добычи газа при оптимальных технико-экономических показателях и при соблюдении условий охраны недр. Исходя из этого принципа, при проектировании определяют темп разработки месторождения во времени, общий срок разработки, число скважин и схему размещения их на площади.

Существенное влияние на выбор числа скважин для каждого конкретного газового месторождения оказывает диаметр скважин. Чем больше диаметр ее, тем больше может быть дебит, меньше потери энергии на трение в стволе скважины. Увеличение дебита скважин обеспечивает уменьшение их числа, необходимого для получения заданной добычи газа. Вместе с тем увеличение диаметра скважин приводит к усложнению и замедлению бурения, большой затрате металла. Поэтому при проектировании разработки газовых месторождений очень важно выбрать наиболее оптимальный диаметр скважин.

Схему размещения скважин выбирают в зависимости от формы залежи газа. В случае целесообразной залежи скважины располагают в виде одной, двух или трех прямолинейных цепочек, параллельных продольной оси залежи, при круговой залежи — кольцевыми батареями или же равномерно по всей площади залежи.

Коэффициент газоотдачи газовых пластов, как правило, выше коэффициента нефтеотдачи. В отличие от нефти газ слабо взаимодействует с поверхностью пористой среды, обладает незначительной вязкостью (в сто и более раз меньшей; чем вязкость легких нефтей).

Вследствие большой упругости сжатый газ всегда обладает запасом энергии, необходимой для фильтрации в пористой среде. При этом пластовое давление может уменьшиться до значений, близких к атмосферному. Поэтому газоотдача газовых залежей может теоретически достигать высоких значений — 90—95% и более. Однако следует учитывать, что на газоотдачу влияет множество факторов и значение ее практически бывает ниже указанных цифр.

Основной фактор, влияющий на величину газоотдачи,— остаточное давление в залежи на конечной стадии ее разработки. Естественно, что наибольшая газоотдача газового пласта может быть достигнута при снижении пластового давления до возможного минимального значения, при котором устьевые давления в скважинах будут близки или даже ниже атмосферного (отбор газа из скважин под вакуумом). Однако при этих условиях де-биты скважин становятся крайне низкими вследствие небольших перепадов давления (р_пл—рзаб).

Поэтому, исходя из технико-экономических соображений, разработку газовой залежи практически прекращают при давлениях на устьях скважин, больших атмосферного. Конечный коэффициент газоотдачи при расчетах обычно принимают равным 0,7—0,8.