НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВАЯ-1

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Нагнетательные скважины бурятся вдоль внутреннего контура газоносности или в некоторых случаях в непосредственной близости от него. Закачиваемая вода образует как бы барьер, который изолирует газонасыщенную часть залежи от нефтенасыщенной. Это позволяет одновременно добывать как нефть, так и газ. Особое внимание при контроле за разработкой уделяется исследованиям, позволяющим оценить возможность прорыва воды в добывающие скважины.

Впервые барьерное заводнение в нашей стране успешно было осуществлено при разработке залежи пласта Б-1 Бахметьевского месторождения, где наблюдаются небольшие углы падения пород, а также плотные непроницаемые пропластки, прослеживающиеся по всей площади залежи газонефтяного контакта. В настоящее время эта система применяется на нефтегазовой залежи пласта АВз-з Самотлорского месторождения. В процессе разработки этой залежи ГНК опустился на 12-15 м, в добывающие скважины начал прорываться газ, газовый фактор увеличился до 1200-3000 м3/т. Это обусловило применение барьерного заводнения. Закачиваемая вода позволила стабилизировать положение газонефтяного контакта, величина газового фактора достигла первоначальных значений. В целом все показатели разработки этого объекта эксплуатации значительно улучшились. Это свидетельствует о возможности применения этой системы разработки и на других нефтегазовых залежах Западной Сибири.

11.7.2. Системы размещения добывающих и нагнетательных скважин

Как отмечалось выше, среди эксплуатационных скважин выделяют добывающие, нагнетательные, контрольные. Добывающие скважины служат для извлечения нефти, газа или воды из залежей продуктивных пластов; нагнетательные скважины проектируют для закачки различных агентов с целью поддержания пластового давления; контрольные скважины размещают в пределах эксплуатационных объектов с целью контроля за состоянием разработки, продвижением контуров нефтеносности и выработки запасов.

Поскольку все залежи продуктивных пластов характеризуются

химических свойств флюидов, размещение добывающих скважин

-296-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

в пределах эксплуатационных объектов должно учитывать все изменения геологопромысловых характеристик с целью получения максимальной добычи нефти и обеспечения максимальной нефтеотдачи. Другими словами, в процессе проектирования должна быть создана рациональная система разработки, максимально отвечающая геологопромысловым особенностям изучаемого эксплуатационного объекта.

Следовательно, для каждого эксплуатационного объекта должна быть создана своя система размещения добывающих и нагнетательных скважин, отражающая специфику его строения. Кроме того, при размещении скважин необходимо учитывать форму залежей, их мощность, запасы и удельные запасы нефти. В пределах одного эксплуатационного объекта могут возникнуть объективные условия для проектирования различных систем размещения добывающих скважин. Например, в условиях Западной Сибири на залежах с обширными водонефтяными зонами следует применять соответствующую систему разработки отдельно для чисто нефтяной и водонефтяной зон (Советское, Усть-Балыкское, Самотлорское месторождения). Для залежей пластов БВ^, БВ^"2, Б в| Самотлорского месторождения,

характеризующихся различной неоднородностью, запроектированы и различные системы размещения добывающих и нагнетательных скважин.

В зависимости от развития технологии добычи нефти изменялись и представления о системах размещения скважин. В первые годы развития нефтяной промышленности расстояния между скважинами были не более 25 м, после ее национализации расстояния между скважинами колебались от 100 до 150-200 м, размещение скважин по площади было равномерным. Наибольшие расстояния (400-500 м) при размещении скважин по равномерной сетке начали применять с 1930 г. в Майкопском районе Северного Кавказа.

На основе анализа разработки Новогрозненского месторождения было предложено использовать неравномерные сетки размещения скважин с расстояниями между рядами 150 м, а между скважинами в рядах 400 м (по другому варианту - 600 м). В 1940г. В.Н.Щелкачев теоретически обосновал возможность батарейного размещения скважин (кольцевыми и линейными рядами). Расстояния между рядами скважин составляли 500-600 и 400-500 м между скважинами в батарее. Внутриконтурное заводнение было предложено в 1952-1955 гг. при разработке Ромашкинского месторождения. Это мероприятие позволило значительно увеличить расстояния между скважинами. Например,

-297-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

расстояния между рядами на этом месторождении достигли 1000 м, а между скважинами в рядах 600 м (уплотнение 60 га/скв.). Аналогичная картина наблюдалась при проектировании разработки нефтяных месторождений Западной Сибири. Например, на Мегионском и

Самотлорского месторождения -48,75 га/скв., на Усть-Балыкском месторождении - 42 га/скв.

Таким образом, анализ практики систем размещения скважин позволяет в настоящее время выделить две группы: 1) системы размещения скважин по равномерной сетке; 2) неравномерные системы размещения скважин.

1. Системы размещения скважин по равномерной сетке по форме делятся на квадратные и треугольные. Квадратная сетка при разработке нефтяных месторождений применяется редко, в основном при наличии значительной неоднородности эксплуатационных объектов, при резком изменении коллекторских и фильтрационных свойств. Применение такой сетки позволяет пробуренными добывающими скважинами производить дальнейшее изучение залежи, ее неоднородности и на этой основе уплотнять сетку скважин, т.е. в конечном итоге переходить на треугольную сетку. Квадратные сетки широко используют при разработке газовых залежей, что позволяет более равномерно дренировать залежь. В США при разработке нефтяных месторождений применяют в основном квадратную сетку. Это связано с геометрией участков, имеющих обычно прямоугольную или квадратную форму, принадлежащих различным владельцам.

Треугольная сетка широко применялась при разработке нефтяных залежей до внедрения неравномерных сеток, в этом случае площадь дренируется гораздо интенсивнее, чем при квадратной сетке. Треугольная сетка может быть получена за счет бурения дополнительных добывающих скважин в центре квадратов при разбуривании залежи на первом этапе по квадратной сетке. В настоящее время треугольные сетки чаще всего используют при разбуривании залежей с режимом растворенного газа.

Системы размещения скважин подразделяются еще по степени уплотнения, по темпу ввода и по порядку ввода скважин в эксплуатацию. По степени уплотнения различают малую, среднюю и большую степени уплотнения скважин в пределах эксплуатационных объектов. Однако это понятие зависит как от развития методов технологии добычи нефти, так и от геологопромысловых особенностей эалежей. Пользоваться этим понятием можно только в пределах одного эксплуатационного объекта или многопластового месторождения.

298-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

По темпу ввода скважин в разработку выделяли сплошную и замедленную системы разработки. Однако в настоящее время в связи с внедрением интенсивных систем разработки разбуривание эксплуатационных объектов добывающими скважинами производится в пределах отдельных блоков разработки. Поэтому сейчас понятия "сплошная" и "замедленная" системы разбуривания потеряли свой первоначальный смысл и эти системы не применяются.

По порядку разбуривания эксплуатационных объектов выделяли сгущающуюся и ползущую системы. Однако в связи с применением интенсивных систем разработки понятия "сгущающаяся" и "ползущая" системы разработки потеряли свое первоначальное значение, так как система заводнения предусматривает активное воздействие на залежь и максимальное извлечение содержащихся в ней запасов нефти с первых этапов разбуривания в соответствии с проектными документами.

2. Неравномерные системы размещения добывающих скважин по форме рядов разделяют на две группы: с незамкнутыми рядами и с замкнутыми (кольцевыми) рядами. Незамкнутые ряды применяют при разработке стратиграфически или литологически экранированных залежей. В этом случае ряды добывающих скважин планируют бурить параллельно начальному контуру нефтеносности. Незамкнутые ряды применяются также при разбуривании залежей рядами нагнетательных скважин на отдельные блоки разработки При этом ряды добывающих скважин располагаются параллельно нагнетательным скважинам и вкрест простирания структуры. Замкнутые (кольцевые) ряды, или батареи предусматриваются для

законтурного, приконтурного, осевого, кольцевого и центрального заводнения.

Кроме того, выделяются системы по взаимному расположению рядов, по степени их уплотнения, по темпу ввода рядов в эксплуатацию, по методу воздействия на пласт. Однако, как отмечалось выше, отмеченные понятия не соответствуют первоначальному их смыслу и в настоящее время на практике обычно не используются.

Нагнетательные скважины в пределах эксплуатационных объектов размещаются на участках с лучшими коллекторскими свойствами, в наиболее пониженных участках залежей. Расстояния между нагнетательными скважинами зависят от вязкости нефти и агента, мощности объекта, его фильтрационных характеристик, направления простирания зон с законтурным выклиниванием коллектора.

299-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Количество нагнетательных скважин определяется количеством жидкости, отбираемой из залежи, приемистостью нагнетательных скважин.

При внедрении систем разработки с разрезанием залежей на блоки в первую очередь бурят скважины разрезающих рядов и прилегающих к ним эксплуатационных скважин. Расстояние между линией нагнетания и первым рядом эксплуатационных скважин рекомендуется принимать не менее расстояния между эксплуатационными рядами.

Следует заметить, что имеется прямая связь между конечной нефтеотдачей и выбором рационального варианта размещения добывающих и нагнетательных скважин. Поэтому основное внимание

особенностей нефтяных залежей с целью их учета при проектировании рациональных систем разработки и достижения максимальной нефтеотдачи.

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ (к главе 11)

1.В чем заключаются основные понятия "разработка" и "система разработки" эксплуатационных объектов?

2.В чем заключаются основные положения геологической основы документов по проектированию разработки?

3.Каковы этапы и стадии проектирования разработки?

4.В чем заключаются задачи и основные положения проекта пробной эксплуатации?

5.Какова характеристика основных показателей различных стадий

разработки нефтяных и газовых месторождений? в. Каковы основные принципы возможности объединения нескольких

пластов для совместной эксплуатации?

7.Каковы основные геологопромысловые принципы и обоснование систем разработки залежей нефти с заводнением?

8.Каково геологопромысловое обоснование систем размещения добывающих и нагнетательных скважин ?

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Глава JL.Z

Геологопромысловые особенности разработки газовых и газоконденсатных залежей

12.1. Особенности разработки газовых залежей

Условия разработки газовых залежей существенно отличаются от условий разработки нефтяных главным образом из-за больших различий в свойствах газа и нефти. Газ ввиду весьма малой вязкости намного подвижнее нефти, и поэтому извлечение его из недр может быть более легким. Газовые залежи разрабатывают без воздействия на пласт. Это делает процесс управления извлечением газа менее сложным.

Сетки скважин для разработки газовых залежей более редкие, чем для разработки нефтяных залежей. Тем не менее геологическая неоднородность реальных газовых пластов, необходимость эксплуатации скважин с противодавлением (а также ограниченная пропускная способность скважин) вызывают необходимость бурения многих скважин для достижения проектных уровней добычи газа и высокой газоотдачи. Обычно при применяемых (фонтанных) способах эксплуатации вторжение воды в залежь осложняет условия разработки газовых залежей более, чем нефтяных.

Проектирование разработки газовых месторождений также осуществляется на основе геологопромыслового изучения залежей, газодинамических и технико-экономических расчетов. Рациональная разработка месторождения заключается в получении заданной планом добычи газа при оптимальных технико-экономических показателях, т.е. в обеспечении наиболее полного извлечения запасов газа при минимальных затратах на 1 м3 добытого газа.

При проектировании разработки газовых месторождений следует прежде всего установить режим залежи. В настоящее время выделяют три режима: газовый, газо-упруго-водонапорный, газоводонапорный. Режим залежи обычно определяется в процессе ее эксплуатации по зависимости P/Z и накопленная добыча газа. Для газового режима эта зависимость выражается прямой линией, при газо-упруго-водонапорном режиме - кривой

301-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

линией, при газоводонапорном режиме отклонение от прямой линии еще более значительное. Причина отклонения заключается в проявлении активности воды.

При выделении эксплуатационных объектов на газовых многопластовых месторождениях учитываются в основном те же факторы, что и на нефтяных. Однако при этом принимаются во внимание дополнительно следующие геологопромысловые факторы: газонасыщенная мощность пластов, ГВК, плотность и упругость газа, величина взаимовлияния пластов при их совместной эксплуатации. На основании газодинамических и техникоэкономических расчетов, критерия народнохозяйственной эффективности устанавливается вариант оптимального совмещения газовых пластов в один эксплуатационный объект. Определяется количество объектов эксплуатации в пределах всего месторождения.

В пределах каждого эксплуатационного объекта (залежи) обосновывается система размещения добывающих скважин, которая

впервую очередь зависит от режима залежи, а также от ее геологопромысловых особенностей. При газовом режиме давление газа распределено равномерно, поэтому с точки зрения газодинамики оптимальным является равномерное размещение добывающих скважин. В свою очередь равномерная сетка скважин определяется прежде всего равномерными объемами дренажа продуктивного пласта, приходящимися на добывающие скважины.

Расстояния между скважинами при этом должны выбираться пропорционально параметру mh (где т - пористость, h -эффективная толщина пласта). Равномерное размещение добывающих скважин по площади удовлетворяет этому условию для пластовых сводовых залежей с однородными продуктивными пластами. Для массивных залежей mh изменяется за счет увеличения эффективных газонасыщенных толщин от контура газоносности к своду залежи, что позволяет сгущать сетку добывающих скважин в своде структуры.

При газо-упруго-водонапорном режиме на распределение давлений

впределах залежи оказывает влияние упругость газа и воды. В пределах залежи с таким режимом П.Т.Шмыгля с целью рациональной разработки выделяет три зоны: 1) дренирования;

2) регулирования; 3) контроля. Размеры и границы зон обусловливаются типом залежи и величинами удельных запасов, приходящихся на единицу площади в пределах каждой зоны.

Зона дренирования должна включать большую часть объема залежи. В ее пределах размещается новый фонд добывающих скважин. Зона регулирования расположена между зонами дренирования и контроля, в ней также размещаются добывающие

302-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

скважины из фонда резервных. Зона контроля выделена в приконтурной части залежи, в ее пределах размещаются наблюдательные скважины, с помощью которых осуществляется контроль за пластовым давлением, продвижением пластовых вод, уточняются геологическое строение и геологопромысловые параметры.

Для определения границ перечисленных зон вначале строят карту газонасыщенных мощностей, по которой между изопахитами определяются площадь и объем газонасыщенных пород в % ( от суммарных общей площади и объема). Затем строят график, на оси координат которого откладывают значения площади и' объема газонасыщенных пород в %, на оси абсцисс - эффективную газонасыщенную толщину в м. (рис.80). На этом графике кривые пересекаются в точке, означающей, что на единицу площади приходится единица объема газонасыщенных пород. Первая часть графика с 175 > 1 приходится на зону дренирования, средняя часть -

добывающих скважин позволил сделать вывод, что при значительном уменьшении проницаемости газонасыщенной части пласта по сравнению с водонасыщенной следует рекомендовать равномерное размещение скважин. Однако при определенных соотношениях

решения рационального варианта размещения добывающих скважин должна быть проведена технико-экономическая оценка всех рассмотренных вариантов. Расстояния между добывающими скважинами в этих случаях колеблются от 700 до 2500 м.

Для газовых месторождений характерны три последовательно сменяющихся периода эксплуатации: 1) нарастающей; 2) постоянной; 3) снижающейся добычи газа.

Первому периоду нарастающей добычи газа соответствуют форсированный ввод в эксплуатацию скважин и промыслового оборудования, а также прогрессирующий рост добычи газа до

-303-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

уровня постоянного годового отбора. Продолжительность периода и темпы роста годового отбора газа зависят от величины начальных промышленных запасов газа на месторождении, величины

нарастающей добычи следует сделать по возможности более коротким, поэтому разработка месторождения в этот период должна осуществляться в основном за счет ввода скважин по наиболее продуктивным и мощным эксплуатационным объектам.

Период постоянной добычи характеризуется устойчивым годовым отбором газа. Это период наиболее эффективной разработки месторождения. Для него характерны наиболее высокие технологические и технико-экономические показатели разработки. Период постоянной добычи газа желательно делать более продолжительным, например, для крупных месторождений он должен составлять 10-15 лет, а суммарная добыча к концу этого периода должна достигнуть 55-56 % от начальных запасов.

Третий период - период снижающейся добычи - характеризуется уменьшением дебитов от постоянного до такого минимального, при котором эксплуатация становится экономически нерентабельной. Этот период более длительный, чем период постоянной добычи. Для него характерны снижение производительности режима работы всего газопромыслового хозяйства и уменьшение количества газа, которое подается потребителю.

При составлении проекта разработки средних, крупных и уникальных месторождений годовой отбор газа определяется в количестве 5-7 % от начальных извлекаемых запасов. Годовой отбор газа по мелким месторождениям может быть запланирован и более 7- 8 % при условии наличия в данном районе новых газовых месторождений, которые могут обеспечить нужды потребителя.

При обосновании начальных дебитов газа прежде всего следует исходить из того, что проектный уровень добычи газа должен отбираться минимальным количеством добывающих скважин. Исходя из этого, начальные дебиты должны приближаться к свободным дебитам. Однако при этом следует учитывать факторы, которые ограничивают максимально возможные дебиты:

а) образование песчаных пробок, вынос частиц породы и разрушение оборудования;

б) подтягивание краевых или подошвенных вод;

-304-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

в) переохлаждение газа и возникновение термических напряжений в оборудовании, его обмерзание и гидратообразование;

г) сильное понижение давления внутри скважины и опасность смятия колонны внешним давлением;

д) вибрация оборудования; е) потери пластовой энергии, которая расходуется на турбулентное

движение газа; ж) техническое состояние скважины (обводненность,

негерметичность, некачественное цементирование); з) низкая пропускная способность призабойной зоны скважины;

и) низкая пропускная способность системы газосбора и транспорта. Текущие дебиты газа устанавливают путем газодинамических

расчетов, с учетом темпов падения пластового давления в залежи и обводнения.

Газовые залежи при режиме расширяющегося газа эксплуатируют до тех пор, пока пластовое давление в них не снизится до величины, равной атмосферному давлению-на устье плюс вес столба газа в стволе скважины, т.е. до полного прекращения фонтанирования скважин. При газоводонапорном режиме эксплуатация добывающих скважин прекращается в результате их предельного обводнения.

При наличии крупных по размерам нефтяных оторочек условия разработки газовой залежи еще более усложняются, поскольку возникает трудная проблема эффективного и своевременного извлечения и газа, и нефти. Как показал опыт длительной эксплуатации отечественных крупных залежей газа, здесь так же, как и для нефтяных залежей, имеют место далеко не полный охват разработкой отдельных интервалов продуктивного разреза и частей площади, неравномерное распределение пластового давления в объеме залежи, опережающие прорывы пластовой воды по разрезу и площади из-за высокой геологической неоднородности эксплуатационных объектов.

Условия разработки газовых залежей определяются, таким образом, рядом геологических факторов. Среди них наиболее важные: а) естественный режим работы; б) геолого-физическая неоднородность продуктивных пластов; в) наличие или отсутствие нефтяной оторочки, ее относительные размеры; г) продуктивность скважин; д) тип залежи. На разработку газовых залежей (темпы добычи) оказывают большое влияние особенности транспортировки газа (у нас в стране только по газопроводам), хранения (подземные газохранилища), сезонное его потребление.