46. Системи розробки покладів нафти

При розробці покладів з нерухомим контуром нафтоносності (поклади, ізольовані від напору вод, масивні “водоплаваючі” поклади із напором підошовних вод) свердловини розміщують рівномірною суцільною сіткою (квадратною або трикутною) по всій площі покладу, тобто по кутах квадратів або рівносторонніх трикутників, на які розбивається вся площа. Віддаль між свердловинами вибирають залежно від геолого-технічних умов та економічних поглядів.

На нафтових покладах з напірними режимами (з рухомими контурами нафтоносності) свердловини розміщують рядами, паралельними рухомим контурам: при газонапірному режимі – паралельно контуру газоносності, при водонапірному – контуру водоносності.

Віддаль між рядами свердловин для кожного конкретного покладу може бути сталою або змінюватися від ряду до ряду.

Віддаль між свердловинами в ряду також може бути однаковою для всіх рядів або різною для кожного ряду. Ця віддаль встановлюється при складанні проекту розробки покладу.

Від прийнятої сітки розміщення свердловин на розроблюваній площі та їхньої кількості, при рівних умовах, залежить темп відбору нафти з покладу і термін його розробки.

На кожній площі можна розмістити будь-яку кількість свердовин залежно від прийнятої віддалі між ними. Проте при частій сітці, тобто при невеликій віддалі між свердловинами, зона дренування окремої свердловини може накладатися на зону дренування сусідньої свердловини. Це нераціонально, тому що на площі бурять зайві свердловини.

Надмірне розрідження сітки розміщення свердловин також може виявитися нераціональним, і в периферійних (віддалених) зонах будуть залишатися цілики з великими запасами нафти; поточний видобуток і кінцева нафтовіддача покладу будуть низькими.

Тому вибір схеми розміщення свердловин та визначення їхньої кількості на площі – основна задача розробки нафтових родовищ, яка розв’язується комплексно, враховуючи геологічні, технічні і економічні фактори.

Раніше, до появи науки про розробку нафтових родовищ, віддалі між свердловинами вибиралися без будь-яких обгрунтувань і становили для неглибоко залягаючих пластів 75-100 м, для глибших 150-200 м при трикутній сітці.

Наступними дослідженнями було встановлено, що на деяких родовищах прийняті сітки були занадто переущільненими. Видобуту з цих родовищ кількість нафти можна було б відібрати, за той же період часу, набагато меншою кількістю свердловин, тобто при набагато рідшій сітці.

На даний час оптимальну віддаль між свердловинами визначають за допомогою гідродинамічних розрахунків на основі даних про геологічну будову родовища, в’язкість нафти, вміст газу, режим дренування покладу. Завдяки науковому підходу до розробки нафтових родовищ, враховуючи геолого-фізичні особливості кожного покладу та застосовуючи штучні методи впливу на пласти, стало можливим використовувати рідші сітки свердловин.

Велике значення при розробці нафтового покладу має темп та порядок його розбурювання. За темпом введення свердловин в експлуатацію розрізняють суцільну і сповільнену системи розробки. При суцільній системі розбурювання покладу експлуатаційними свердловинами проводиться за коротші строки, до одного року, при сповільненій системі – впродовж декількох років.

По порядку розбурювання покладу розрізняють загущувану та повзучу системи. При загущуваній системі поклад спочатку розбурюється розрідженою сіткою свердловин, рівномірно розміщених по всій площі. Наступні свердловини закладаються в проміжках між першими свердловинами. Таке ущільнення може проводитися 2-3 рази, аж до кінцевої міри ущільнення.

При повзучій системі розробки розбурювання покладу починають в будь-якій його частині із заданим ущільненням, потім бурять нові групи або ряди свердловин у визначеному напрямку до повного розбурювання всієї площі.

Для пластів зі значною неоднорідністю поклад розбурюють спочатку по розрідженій сітці. Це дозволяє виявляти всі особливості пласта і приймати потім правильне рішення про раціональні сітки свердловин на різних ділянках площі.

На покладах нафти з напірними режимами використовують повзучу систему розробки. При водонапірному режимі спочатку бурять перший ряд свердловин вздовж зовнішнього контура нафтоносності, потім наступні ряди вгору по підняттю пласта. При газонапірному режимі в першу чергу бурять свердловини першого ряду від контура газоносності, а потім наступні ряди вниз по спаданню пласта.

Важливим фактором, який характеризує раціональність системи розробки нафтових пластів, є темп відбору нафти, який визначається сумарним видобутком нафти з пластів за визначений проміжок часу (доба, місяць, рік). При заданій кількості свердловин, пробурених на кожний конкретний пласт, середні їхні дебіти, а отже, і поточний видобуток можуть бути дуже різними і залежати від встановленого режиму експлуатації свердловин. В свою чергу, режими експлуатації кожної свердловини і всього родовища в цілому не стабільні на увесь період існування родовища і можуть змінюватися в часі в залежності від зміни геолого-технічних умов і енергетичних факторів цього родовища.

Природні умови, які визначають запас пластової енергії в покладі, не завжди можуть забезпечувати високі темпи відбору нафти навіть при великій нафтовіддачі в зв’язку із швидким зниженням пластового тиску. Для покращання умов розробки, як правило, створюють штучний напірний режим, що досягається закачуванням в пласт води або газу для підтримання пластового тиску на високому рівні.

Обгрунтування необхідності впливу на пласт закачуванням газу або води – один з найважливіших етапів проектування системи розробки. Тому при визначенні системи розробки вибирають також спосіб впливу на пласт або обгрунтовують можливість експлуатації покладу без підтримання тиску (з використанням тільки природної енергії).

Із сказаного виходить, що система розробки кожного нафтового покладу може бути дуже різною як по сітці розміщення свердловин, порядку і темпу розбурювання площі, так і по темпу відбору нафти. Крім того, нафтовий поклад можна розробляти, використовуючи штучні методи впливу на нього або без цих методів. Самі методи штучного впливу також можуть бути різними як по виду робочого агента, так і по схемі розміщення нагнітальних свердловин.