27. Случаи невозможности или неэффективности закачки в пласт воды, газа.

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.

28. Выбор вариантов разработки без заводнения для технико-экономического анализа.

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.

О т с у т с т в и е п о д д е р ж а н и я д а в л е н и я . 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. При необходимости отбора безводной продукции (если во время заводнения нефтегазового месторождения образуются стойкие эмульсии ценных нефтей) возможно разрабатывать неглубоко залегающие месторождения без заводнения при плотной сетке скважин. Однако это экономически не оправдано и ведет к консервации газа в газовой шапке.

Реально без поддержания пластового давления разрабатываются небольшие залежи с высокой проницаемость коллектора, малой вязкостью нефти и активной водонапорной системой.

В газовых шапках заключается значительное количество пластовой энергии (вследствие большой сжимаемости газа). Но она не может быть эффективно использована из-за плохой вытесняющей способности газа.

Малая вязкость газа по сравнению с вязкостью нефти обусловливает неустойчивый характер вытеснения нефти газом с образованием языков и конусов газа и как следствие низкую нефтеотдачу пластов.

Коэффициент нефтеотдачи может быть увеличен за счет гравитационного фактора. Но для этого необходимо разрабатывать залежь при небольших градиентах давления, что опять же ведет к низким темпам отбора нефти. Исключением являются залежи с высокой проницаемостью продуктивного пласта, малой вязкостью нефти и значительными углами наклона пласта. Однако такие случаи встречаются сравнительно редко, и совместить условия получения высокой нефтеотдачи и обеспечения приемлемых темпов добычи нефти из нефтегазовых залежей часто невозможно.

Если же в первую очередь отбирается газ газовой шапки, то нефть внедряется в нее, что ведет к её потерям. В зависимости от соотношения объемов, занимаемых в пласте свободным газом и нефтью, потери могут быть различными. При значительных относительных объемах газовой шапки нефтяная оторочка в результате внедрения в нее нефти может вовсе «потерять» промышленное значение. Поэтому при разработке нефтегазовых залежей следует ограничивать взаимовлияние газовой шапки и нефтяной оторочки и усилить роль воды в процессе вытеснения нефти.

Для небольших нефтегазовых залежей в высокопроницаемых коллекторах, содержащих маловязкую нефть, с достаточно активной водонапорной областью с успехом применяют способ разработки с неподвижным газонефтяным контактом (ГНК). При этом способе перемещение ГНК ограничивается за счет регулируемого отбора газа из газовой шапки в количестве, пропорциональном скорости снижения пластового давления. В этом случае прорывы газа из газовой шапки в нефтяные скважины ограничены. Способ разработки с неподвижным ГНК осуществлен на нефтегазовых залежах Коробковского месторождения и меотического горизонта Анастасиевско-Троицкого месторождения.

Для усиления роли воды в процессе вытеснения нефти применяют поддержание пластового давления с помощью законтурного заводнения. В этом случае газовая шапка остается в сжатом состоянии, т. е. неподвижность ГНК обеспечивается без отбора газа из газовой шапки.

Недостаток упомянутых способов разработки, обеспечивающих неподвижность ГНК путем регулируемого отбора газа из газовой шапки при снижающемся пластовом давлении или поддержания пластового давления законтурным заводнением − длительная консервация газовой шапки. Большая часть запасов свободного газа консервируется на время выработки основных запасов нефти.