1209

Рис. 9. Расположение скважин при пятирядной системе разработки:

/, 2, 3 — см. рис. 8

гнетательных скважин по трехрядной и пятирядной системам число их вполне обеспечивает высокие дебиты жидкости добы­ вающих скважин и высокий темп разработки месторождения в целом. Конечно, трехрядная система более интенсивная, неже­ ли пятирядная, и обеспечивает определенную возможность по­ вышения охвата пласта воздействием через нагнетательные скважины путем раздельной закачки воды или других веществ в отдельные пропластки. В то же время при пятирядной систе­ ме имеются большие, по сравнению с трехрядной, возможности для регулирования процесса разработки пласта путем перерас­ пределения отборов жидкости из отдельных добывающих сква­ жин. Элементы трехрядной и пятирядной систем показаны со­ ответственно на рис. 10 и И.

2.2.2. Системы с площадным расположением скважин. Рас­ смотрим наиболее часто используемые на практике системы разработки нефтяных месторождений с площадным расположе­ нием скважин: пятиточечную, семиточечную и девятиточечную.

П я т и т о ч е ч н а я с и с т е м а (рис. 12). Элемент системы представляет собой квадрат, в углах которого находятся добы-

1 z J

21

Рис. 12. Расположение скважин при пятиточечной системе разра­ ботки:

тательные и добывающие

вающие, а 1 центре— нагнетательная скважина. Для этой си­ стемы отношение нагнетательных н добывающих скважин со­ ставляет 1 i

С емнто че чн ая с и с т е м а (рис. 13). Элемент системы представляет собой шестиугольник с добывающими скважина­ ми и углах и нагнетательной в центре. Добывающие сква­ жины расположены в углах шестиугольника, а нагнетательная — в центре* Параметр «*«1/2, т, е. на одну нагнетательную сква­ жину приходятся две добывающие.

Д е в я т и т о ч е ч н а я с и с т е м а (рис. 14). Соотношение нагнетательных и добывающих скважин составляет 1 :3, такчто

Самая интенсивная т рассмотренных систем с площадным расположением скважин пятиточечная, наименее интенсивная девятиточечная* Считается, что все площадные системы «жест­ кие», поскольку при злом ие допускается без нарушения гео­ метрической упорядоченности расположения скважин и пото­ ков дшжувднхся в пласте веществ использование другая нагне­ тательных скважин для вытеспеппя нефти из данного элемента, если нагнетательную скважину, ирдаадшежашщуго данному эле-

менту, нельзя эксплуатировать по тем или иным причинам. В самом деле, если, например, в блочных системах разработки (особенно в. трехрядной и пятирядной) не может эксплуатиро­ ваться какая-либо нагнетательная скважина, то ее может заме­ нить соседняя в ряду. Если же вышла из строя или не прини­ мает закачиваемый в пласт агент нагнетательная скважина одного из элементов системы с площадным расположением скважин, то необходимо либо бурить в некоторой точке эле­ мента другую такую скважину (очаг), либо осуществлять про­ цесс вытеснения нефти из пласта за счет более интенсивной за­ качки рабочего агента в нагнетательные скважины соседних элементов. В этом случае упорядоченность потоков в элементах сильно нарушается.

В то же время при использовании системы с цдшцэдным рас­ положением скважин по сравнению с рядной получают важное преимущество, состоящее в возможности более рассредоточенно­ го воздействия на пласт. Это особенно существенно в процессе разработки сильно неоднородных по ууттяпи пластов. При ис­ пользовании рядных систем для разработки сильно неоднород­ ных пластов нагнетание воды или других агентов в пласт со­ средоточено в отдельных рядах. В случае же систем с площад­

ным расположением скважин нагнетательные скважины более рассредоточены по площади, что дает возможность подвергнуть отдельные участки пласта большему воздействию. В то же вре­

мя, как уже отмечалось, рядные^гистемы вследствие их боль­ шой гибкости-по сравнению с системами с площадным распо­ ложением скважин имеют преимущество в повышении охвата пласта воздействием по вертикали. Таким образом, рядные си­ стемы предпочтительны при разработке сильно неоднородных по вертикальному разрезу пластов.

В поздней стадии разработки пласт оказывается в значитель­ ной своей части занятым вытесняющим нефть веществом (на­ пример, водой). Однако вода, продвигаясь от нагнетательных скважин к добывающим, оставляет в пласте некоторые зоны с высокой иефтенасыщемностъю, близкой к первоначальной нефтеиасыщенности пласта, т. е. так называемые пешки нефти. На рис. 15 показаны щелшш нефти в элементе пятиточечиой систе­ мы разработки. Д м извлечения из них нефти в принципе мож­ но пробурить скважины из числа резервных, в результате чего получают девятиточечную систему.

Помимо ушомяиугых известны следующие системы разработ­ ки: система с батарейным рашошожешмем скважин (рис. 16), которую можно использовать в редких случаях в залежах кру­ говой формы в плане; система шрж барьерном заводнении, при­ меняемом прш разработке нефтегазовых залежей;; смешанные системы— комбинация описанных систем разработки, иногда со сжепщшалшпшшм расшшюжшшезм скважин,, шешшпьзужйг их шри раз­ работке крупшшж нефтяных меспорЕЩЩШшй ш местшрождсиий со аглюжпн1МПИППТ (ЕШдЙОШЗВВДИ.

23

1 г з 4

Кроме того, используют очаговое и избирательное заводне­ ния, применяемые для регулирования разработки нефтяных мес­ торождений с частичным изменением ранее существовавшей си­ стемы.

§3. ВВОД НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ В РАЗРАБОТКУ

Разработка нефтяного месторождения проходит несколько стадий: начальную, когда его разбуривают и обустраивают; среднюю или основную, соответствующую выходу разработки месторождения на запроектированные показатели; стадию рез­ ко падающей добычи нефти, когда при постоянной или несколь­ ко растущей добыче жидкости быстро уменьшается добыча нефти и при заводнении растет обводненность продукции сква­ жин; завершающую стадию, в течение которой наблюдаются сравнительно медленное, но стабильное падение добычи нефти и такой же рост обводненности продукции. Соответственно и си­ стема разработки нефтяного месторождения не сразу приобре­ тает запроектированный вид. При этом темп ввода месторож­ дения в разработку существенно влияет на ее показатели. Для количественной оценки влияния этого темпа будем считать, что за промежуток времени Ат в разработку вводится некоторое число элементов системы Апэ. Если в элементе извлекаемые за­ пасы нефти равны N3, а число скважин пэ, то параметр А. П. Крылова для одного элемента составит

24

Обозначим темп или скорость ввода элементов в разработку через ьу(т). Имеем

Введем понятие о темпе разработки элемента z3(t), равном отношению текущей добычи нефти из скважин элемента к из­ влекаемым запасам нефти в данном элементе, так что

Темп разработки элемента изменяется во времени. Если за момент Ах к некоторому моменту времени t в разработку было введено Дпэ элементов, то для добычи нефти из них получаем следующее выражение:

за промежуток времени t—т. Для того чтобы определить Добы­ чу нефти из месторождения в целом к некоторому моменту вре­ мени t, необходимо в формуле (1.10) рассматривать ее измене­ ние за бесконечно малый отрезок времени dx, а затем перейти к интегралу в пределах от т = 0 до x=t. Таким образом, добыча нефти из месторождения в целом в момент времени t опреде­ лится следующим образом:

Для количественной оценки влияния скорости ввода эле­ ментов системы в разработку и темпа разработки отдельных элементов на изменение добычи нефти из месторождения в це­ лом рассмотрим следующие примеры.

Поскольку темп разработки элемента есть отношение текущей добычи неф­ ти из скважин этого элемента к его извлекаемым запасам нефти, то за все время разработки из него будет добыто количество нефти, равное его извлекае­ мым запасам. Будем считать условно, что время разработки элемента велико, т. е. математически стремится к бесконечности. Тогда

ОО

о

Подставляя (1.12) в (1.13), получим, что a = z0. На рис. 17 показано измеиение гэ(т) согласно (1.12). В момент времени т= 0 темп разработки элемента

25

максимальный, равный а®, а при значение гэ-»-0. Следует отметать, что ш т (Ш) могут быть, конечно, н другие выражения для гэ(т). В рассмат­

риваемом примере будем задаваться различными, но не изменяющимися во

времени скоростями ввода элементов системы разработан в эксплуатацию. Прн

этом, если рассматривать одну и ту ж е систему, то общее число элементов в ней будет постоянным. Ввод ид в эксплуатацию с постоянной скоростью ш

продолжается до момента времени £*, когда все месторождение будет разбуре­

но и Обустроено, Поскольку же общее число элементов системы остается неиз­ менным, то

= осей, (1-14)

где £-=число элементов в системе.

На рнс, Щпоказано изменение w от #*. Если элементы вводятся в дейст­

МйяШ) ш ((шятштт в д е й т и е элем ент с отрншдтелшой <шаросши> —ши)). ® результате ш ойяове (KOI)) mwyvm зри

Як№» Р-М)

№ ((й.Ш)) видш , что при 4-м® ззвачашне фг*®. ШЬшьауздпь ((0 5 )) ш ((О®))* шяшь зеийнянять», что манкшвдшцрг) да®мщу аефта шз мшгаравдцвяяи <#Нтвж

Аишиа (фградулш ((ОТ?)) шйкшйшаетг,, что о унвншшеияеп #*, in. е. <с ^талина-

чифл 0ШфДО1Ч1щ ьцщда эдамеипоа шсоекш р&эдабдашяф д^ еиющ, жзшешшнг-

Ш

Рис. 19. Зависимость qn от t:

пои N . _=10®----—-------. с=200 элемеятаяенов..z«=0>l

элементов , /*2-»0 лет

год

ная добыча нефти из месторождения qn ты увеличивается. При мгновенном вводе в эксплуатацию всей системы разработки имеем следующее выражение для максимальной добычи нефти из месторождения;

Поскольку Лт, гр— извлекаемые запасы нефти в одном элементе, а с — число элементов в системе, то Na т. е. извлекаемым запасам нефти месторож' дения в целом. На рис. 19 показана зависимость qMот t при различных скоро' стях ввода элементов в эксплуатацию W\ и 10г.

Из рассмотренного примера видно, что для прогнозирования добычи нефти из месторождения в делом важно знать измене' ние во времени темпа разработки одного элемента системы, нз~ влекаемые запасы в нем и скорость ввода элементов в эксплуа­ тацию. Темп разработки элемента, влияющий на добычу нефти из месторождения в делом, определяется физико-геологнчески' ми свойствами пласта, ее системой и технологией. Вместе с тем существенное влияние на уровень добычи нефти оказывает и скорость разбуривания, обустройства и ввода в экшлуатадию месторождения.

П рим ер UL Пуоъ ними разрайампш адкматпаа m m m em e. ш> заакшу, фзр'

мулш Ешлгазртпш имеют шевд

¥ 1

О 5 10 t,20dbl

Рис. 20. Зависимость qHот t:

Определим, как будет изменяться cb временем добыча нефти из месторож­ дения. Подставляя (1.19) и (1.20) в (1.11), получим следующие выражения:

Зависимость <7Н(Х) Для рассмотренного примера показана на рис. 20. Она представляет собой «классическую трапецию» — идеализированный вид зависимости добычи нефти из нефтяного месторождения от времени.

§4. РЕЖИМЫ ПЛАСТОВ, ТЕХНОЛОГИЯ

ИПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ

До развития методов воздействия на нефтяные пласты с целью извлечения из них нефти разработка месторождений осу­ ществлялась за счет расходования природной энергии. Тогда и появилось важное понятие о режимах нефтяных пластов, кото­ рые классифицировались по характеру сил, движущих в них нефть.

Наиболее распространенными в практике разработки нефтя­ ных месторождений режимами пластов были: упругий, раство­ ренного газа и газонапорный или газовой шапки.

28

а также уменьшения порового объема со снижением пластового давления вследствие деформации горных пород.

Если законтурная область нефтяного пласта имеет выход на дневную поверхность в горах, где пласт постоянно пополняется водой, или водоносная область нефтяной залежи весьма обшир­ на, а пласт в ней высоко проницаем, то режим такого пласта

насыщения, выделении из нефти растворенного в ней газа в ви­ де пузырьков и их расширении. Режим растворенного газа в чистом виде наблюдается в часто переслаивающихся пластах,, где затруднена вертикальная сегрегация газа за счет гравита­ ции. В большинстве же случаев выделяющийся из нефти газ всплывает под действием гравитационных сил, образуя газовук> шапку (вторичную). В результате этого в пласте создается га­ зонапорный режим или режим газовой шапки.

Когда же оказываются истощенными и упругая энергия,, и энергия выделяющегося из нефти газа, нефть из пласта под действием гравитации стекает на забой, после чего ее извлека­ ют. Такой режим пласта называют г р а в и т а ц и о н н ы м .

Однако в современной нефтяной промышленности СССР

преобладающее значение имеет разработка нефтяных месторож­ дений с воздействием на пласт. В этих условиях понятие «ре­ жим пласта» не полностью характеризует процесс извлечения нефти из недр. Например, разработка некоторого месторожде­ ния осуществляется с применением закачки в пласт в течение определенного времени жидкой двуокиси углерода, а затем во­ ды, продвигающей по пласту закачанную порцию (оторочку) двуокиси углерода. Можно, конечно, говорить, что режим пла­ ста в этом случае искусственно водонапорный. Однако этого

Чтобы осуществлять разработку месторождений, необходи­

называется совокупность способов, применяемых для извлече­ ния нефти из недр. В данном выше понятии системы разработ­ ки в качестве одного из определяющих ее факторов указано на­ личие или отсутствие воздействия на пласт. От этого фактора зависит необходимость бурения нагнетательных скважин. Тех­ нология же разработки пласта не входит в определение систе­ мы разработки. При одних и тех же системах можно использо­ вать различные технологии разработки месторождений. Конеч­ но, при проектировании разработки месторождения необходимо-

29>

Рис. 21. Зависимость q„, qm

от t:

1 и 2 — добыча соответственно нефти qH и жидкости

учитывать, какая система лучше соответствует избранной тех­ нологии и при какой системе разработки могут быть наиболее легко получены заданные показатели.

Разработка каждого нефтяного месторождения характеризу­ ется определенными показателями. Рассмотрим общие показа­ тели, присущие всем технологиям разработки. К ним можно от­

останутся неизменными во времени. В связи с развитием мето­ дов повышения нефтеотдачи пластов на какой-то стадии раз­ работки месторождения, скорее всего на третьей или четвертой,

30