Лабораторна робота № 5, 6

Розташування видобувних свердловин на покладах літологічного типу і покладах, пов’язаних з соляними куполами і штоками

Теоретичні положення

Відомо багато прикладів родовищ, в розрізі яких є декілька продуктивних пластів, які відрізняються за своїми характеристиками і тому, їх не можна об’єднувати в єдиний експлуатаційний об’єкт. Розробка таких родовищ здійснюється окремим планом для кожного продуктивного пласта. В цьому випадку стоїть проблема: як розташовувати видобувні свердловини і які відстані між ними необхідно прийняти.

Як правило, цією проблемою займаються геологи разом зі спеціалістами з розробки нафтових і газових родовищ, починаючи ще зі стадії розвідки, коли оцінюється промислова цінність родовища з метою ефективного переводу розвідувальних свердловин в категорію видобувних.

На окремих нафто- і газоносних пластах застосовуються рівномірні і нерівномірні сітки розташування видобувних свердловин. В свою чергу, рівномірні сітки поділяються на трикутну і квадратну.

В нафтогазоносних районах колишнього Радянського Союзу в більшості випадків застосовувалась трикутна форма розташування видобувних свердловин. При застосуванні цієї сітки видобувних свердловин, підраховували відстань між ними за формулою:

у=1.07 (5.1)

де y - відстань між видобувними свердловинами, м;

f - площа живлення однієї видобувної свердловини, м²;

1,07 - постійний коефіцієнт.

Рисунок 5.1 - Схема рівномірної трикутної сітки

Розташування видобувних свердловин

• в идобувні свердловини

Вже в 50-ті роки ХХ століття від цієї формули визначення відстаней між видобувними свердловинами майже повністю відмовились з наступних причин:

1. Вказану формулу можна застосовувати, якщо продуктивний пласт є однорідним. Якщо пласт неоднорідний, то, як показала практика, багато видобувних свердловин попадає на ділянки з погіршеними колекторськими властивостями і такі свердловини не давали запланованих дебітів продукції. Для свердловин, які попали в продуктивний пласт з добрими колекторськими властивостями, приходилось значно підвищувати норму відбору продукції для забезпечення виконання плану в цілому по родовищу. Вказане, обов’язково приводило до порушення балансу між притоком продукції до вибоїв видобувних свердловин і відбором продукції з пласта, що впливало на виникнення аварійних ситуацій у видобувних свердловинах.

2. Дуже важко було визначати площу живлення однієї видобувної свердловини, тому що цей параметр залежить від багатьох факторів, які на початку експлуатації пласта точно визначити не можливо.

3. На цілому ряді нафтогазових родовищ, визначення за вказаною формулою відстаней між видобувними свердловинами приводило до того, що їх потрібно було розташовувати на дуже малих відстанях. Наприклад: в Азербайджані на Апшеронському півострові в результаті застосування вказаних розрахунків відстані між видобувними свердловинами повинні були бути 25 і менше метрів. Це приводило до того, що швидкість припливу нафти до вибоїв видобувних свердловин по пласту на таких ділянках була значно меншою за швидкість відбору продукції з видобувних свердловин. Виникали аварійні ситуації на свердловинах, як правило швидко виходили з ладу насосні прилади. В результаті, приходилось зупиняти роботу 75% і більше видобувних свердловин. Видобуток нафти на таких ділянках ставав нерентабельним. Аналогічні недоліки в процесі розробки продуктивних пластів з розташуванням видобувних свердловин по рівномірній трикутній сітці з малими відстанями між свердловинами, виникали і в інших нафтогазоносних районах (в Терсько-Каспійській западині, в Волго-Уральській нафтогазоносній провінції та ін.).

В США замість трикутної сітки розташування видобувних свердловин довший час використовували квадратну сітку. Відстані між видобувними свердловинами (y₁) при застосуванні квадратної сітки визначались за формулою:

(5.2)

де y₁ – відстань між видобувними свердловинами, м;

f₁ – площа живлення однієї видобувної свердловини, м².

Аналогічно, як і в нафтогазоносних регіонах колишнього Радянського Союзу, американські нафтовики в 60-х роках ХХ століття майже повністю відмовились від вище вказаної формули визначення відстаней між видобувними свердловинами з тих самих причин, що і для трикутної сітки.

Рисунок 5.2 - Схема рівномірної квадратної сітки

розташування видобувних свердловин.

• в идобувні свердловини

На даний час рівномірні форми сіток розташування видобувних свердловин застосовується тільки після детального вивчення зміни колекторських властивостей в продуктивному горизонті по площі і по товщині або в випадку, коли пласт за колекторськими властивостями є однорідним. Рівномірна сітка розташування видобувних свердловин (трикутна, квадратна) найліпші результати показала в однорідних пластах, при пружному режимі та при режимі розчиненого газу.

Нерівномірні сітки розташування видобувних свердловин застосовуються на родовищах нафти і газу починаючи з 30-х років ХХ століття, але найбільшого розповсюдження вони зазнали починаючи з 60-х років. Нерівномірні сітки розташування видобувних свердловин застосовуються на родовищах вуглеводнів, які пов’язані з тектонічно екранованими пастками. Існують два різновиди нерівномірних сіток розташування видобувних свердловин:

- кільцева сітка;

- сітка, коли видобувні свердловини розташовуються лінійними рядами.

При кільцевій системі видобувні свердловини розташовуються на структурах замкнутими концентричними кільцями вздовж контуру нафтоносності. В процесі видобутку з таких свердловин нафти або газу і їх поступового обводнення, в експлуатацію вводяться свердловини, розташовані по концентричному кільцю вище, в напрямку до склепіння структури. В цьому випадку, свердловини, які обводнились, можуть бути переведені в категорію нагнітальних. По мірі видобутку продукції з нафтового пласта, руху контуру нафтоносності до наступного ряду (кільця) видобувних свердловин та їх обводнення, в роботу вводять видобувні свердловини концентричного кільця в присклепінній частині структури. В деяких випадках напрямок розробки нафтового пласта здійснюється навпаки, від склепіння до периферійних ділянок, в напрямку крил і перикліналей структури. Такі системи розробки одержали назву повзучих. Якщо видобувні свердловини вводять в роботу по кільцях від крил і перикліналей в напрямку склепінь, то такі системи називаються повзучими вверх по підняттю пласта. В іншому випадку, коли кільця видобувних свердловин послідовно вводяться в роботу в напрямку від склепінь до крил і перикліналей, то система називається повзучою вниз по падінню пласта (рис. 5.3). Повзучі системи вверх по підняттю пласта застосовуються при ефективних режимах роботи нафтового пласта. Повзучі системи вниз по падінню застосовуються при неефективних водонапірних режимах, при пружному і гравітаційному режимах, а також, коли продуктивний пласт має погіршені колекторські властивості порід на крилах і перикліналях структури.

Система розробки при якій розбурювання нафтового (газового) пласта розтягується на певний період часу (до двох і більше років), називається сповільненою. Вона може бути повзуча, як розглянута вище і згущуюча.

При згущуючій системі розробки продуктивний пласт розбурюються свердловинами згідно з сіткою розташування видобувних свердловин, що була обґрунтована в плані розробки даного пласта (трикутна або квадратна). Перша черга свердловин розташовується на великих відстанях між ними, тоді як, наступні групи свердловин буряться на все менших і менших відстанях до повного розбурювання пласта згідно прийнятої сітки видобувних свердловин.

Розташування видобувних свердловин залежить також від форми пастки.

На антиклінальних структурах, що мають форму куполів, видобувні свердловини розташовуються по округлим кільцям, згідно форми структури. При сповільненій повзучій системі вверх по підняттю пласта перше кільце видобувних свердловин розташовується біля контуру нафтоносності. Наступне кільце розташовується вище, в напрямку до склепіння структури. Ці свердловини буряться по мірі обводнення свердловин першого ряду. Третій ряд свердловин розташовується ще вище і так далі, поки структура не буде розбурена видобувними свердловинами повністю (рис. 5.3 а).

У випадку, коли пастки мають форму брахіантикліналей або лінійно-витягнутих структур, видобувні свердловини першого, другого, третього і наступних рядів закладаються по еліпсоподібним кільцям (рис. 5.3 б).

Сповільнені системи вверх по підняттю пласта застосовуються, як правило, при водонапірному режимі.

При сповільненій повзучій системі розташування видобувних свердловин вниз по падінню пласта, порядок розташування видобувних свердловин такий самий, але розбурювання пасток, як куполоподібних, так брахіантиклінальних і лінійно-витягнутих, розпочинається із склепінної ділянки структури.

а) б)

в ) г)