Геологическое обоснование выбора вида заводнения

Выбор вида заводнения определяется типом залежи, размерами залежи и ее водонефтяной зоны, вязкостью пластовой нефти, типом породы-коллектора и ее проницаемостью, степенью неоднородности пластов, строе­нием залежи в зоне ВНК, наличием дизъюнктивных наруше­ний и др.

Законтурное заводнение. При этой разновидности завод­нения нагнетательные скважины располагаются в законтур­ной части продуктивного пласта рис. 63), по всему перимет­ру залежи, как можно ближе к внешнему контуру нефтенос­ности. Механизм вытеснения нефти из пласта водой при этом примерно тот же, что и при природном водонапорном режиме. Метод применим для разработки нефтяных и газо­нефтяных объектов. Он высокоэффективен при небольшой ширине залежей (до 4 — 5 км), в основном при малой относи­тельной вязкости пластовой нефти (до 5), высокой проницаемости коллектора (0,4 — 0,5 мкм² и более), сравнительно однородном строении продуктивного пласта, хорошей сообщаемости залежи с законтурной областью. Более широко за­контурное заводнение апробировано на залежах пластового типа, но при указанных геолого-физических условиях полу­чены хорошие результаты и на залежах массивного типа, в том числе и в карбонатных коллекторах.

Рис.63. Система разработ­ки нефтяной залежи с за­контурным заводнением.

Контуры нефтеносности: 1 — внешний, 2 — внутрен­ний; скважины: 3 — нагне­тательные, 4 — добываю­щие

Применение рассматриваемого вида заводнения в назван­ных весьма благоприятных геологических условиях позволяет добиваться высокого нефтеизвлечения (до 60 — 65%). Добы­вающие скважины могут быть расположены в основном в пределах внутреннего контура нефтеносности. При этом нефть из водонефтяной зоны может быть вытеснена к забо­ям добывающих скважин нагнетаемой водой. Таким путем без существенного увеличения потерь нефти в пласте можно сократить количество скважин для разработки объекта и объемы попутной (отбираемой вместе с нефтью) воды.

Для разработки нефтяной части нефтегазовой залежи за­контурное заводнение целесообразнее применять при обес­печении неподвижности ГНК путем регулируемого отбора газа из газовой шапки.

При законтурном заводнении на одну нагнетательную скважину обычно приходится четыре-пять добывающих скважин.

Приконтурное заводнение. При этом виде заводнения на­гнетательные скважины располагаются вблизи внешнего кон­тура нефтеносности в пределах водонефтяной зоны залежи (рис. 64). Применяется в основном при той же характеристи­ке залежей, что и законтурное заводнение, но при плохой гидродинамической связи залежи с законтурной зоной. Пло­хая связь залежи с водоносной частью пласта обусловлена ухудшением проницаемости пласта вблизи ВНК или наличием под ним или на его уровне водонепроницаемого экрана. При­сутствие такого экрана особенно характерно для залежей в карбонатных коллекторах, где вторичные геохимические процессы могут приводить к закупорке пустот минеральны­ми солями, твердыми битумами и др.

По принципам расположения скважин, соотношению чис­ла добывающих и нагнетательных скважин, подходу к разра­ботке газонефтяных залежей, значениям достигаемого нефтеизвлечения приконтурное заводнение приближается к за­контурному.

Внутриконтурное заводнение. При этом виде заводнения нагнетание воды ведется в скважины, расположенные в пре­делах залежи, т.е. в нефтяной зоне. Применяют целый ряд разновидностей внутриконтурного заводнения.

При разрезании залежи рядами нагнетательных скважин закачка воды в пласты производится через скважины, распо­ложенные рядами, называемыми разрезающими рядами или линиями разрезания. Скважины разрезающих рядов после бурения непродолжительно эксплуатируются на нефть при возможно более высоких дебитах. Это дает возможность очистить прискважинные зоны пласта и снизить пластовое давление в ряду, т.е. создает условия для успешного освоения скважин под закачку воды. Затем скважины в ряду осваивают под нагнетание через одну, продолжая интенсивную добычу нефти из промежуточных скважин ряда. Это способствует перемещению нагнетаемой в пласт воды вдоль разрезающего ряда. Этот период освоения разрезающего ряда очень важен, поскольку позволяет сократить возможные потери нефти в ряду между скважинами и обеспечить за счет интенсивной эксплуатации промежуточных скважин быстрый рост добычи нефти уже в начальной фазе освоения эксплуатационного объекта.

 

 

Рис. 64. Система разработки нефтяной залежи с приконтурным заводнением.

Условные обозначения см. на рис. 63

 

 

После обводнения промежуточных нагнетательных сква­жин они также переводятся под закачку воды. При такой технологии освоения скважин разрезающего ряда вдоль него в пласте создается полоса воды. Добывающие скважины при этой разновидности заводнения располагают в рядах, парал­лельных разрезающим рядам. Отбор нефти из добывающих скважин и продолжающееся нагнетание воды в скважины разрезающего ряда обусловливают расширение полосы воды, созданной вдоль этого ряда, и перемещение ее границ в на­правлении к добывающим рядам. Таким путем обеспечивают­ся вытеснение нефти водой и перемещение ее в пласте к до­бывающим скважинам.

Рассматриваемый вид заводнения применяют на залежах пластового типа с параметрами пластов и нефтей, указанны­ми для законтурного заводнения, но с большой площадью нефтеносности, а также на залежах разных размеров при практически повсеместном залегании пласта-коллектора, но при ухудшении условий фильтрации у ВНК.

Выделяют подвиды этого вида заводнения — разрезание на площади и блоковое.

При заводнении с разрезанием эксплуатационного объек­та на площади разрезающие ряды располагают таким обра­зом, чтобы выделить площади самостоятельной разработки, различающиеся по геолого-промысловой характеристике (участки с разным количеством пластов в эксплуатационном объекте, с разной продуктивностью разреза, с различным характером нефтеводонасыщения и т.д.).

Так, при весьма большой площади нефтеносности много­пластового эксплуатационного объекта и общем для всех пластов ВНК количество нефтенасыщенных пластов и соот­ветственно нефтенасыщенная толща объекта уменьшаются от свода залежи к периферии. В этих условиях возможно реали­зовать разрезание эксплуатационного объекта на площади с разным количеством нефтенасыщенных пластов. Большое преимущество такой системы разработки — возможность начинать разработку крупного объекта с площадей наиболее продуктивных и с наибольшими запасами. Но применение такого способа возможно при условии, что ко времени ввода объекта в разработку известно положение внешних и внут­ренних контуров нефтеносности по всем его пластам.

При блоковом заводнении нефтяную залежь разрезают рядами нагнетательных скважин на полосы (блоки), разме­щают ряды добывающих скважин в таком же направлении. При вытянутой форме залежи ряды скважин располагают обычно перпендикулярно к ее длинной оси (рис. 65). При "круговой" форме залежей с обширными площадями нефте­носности направление рядов скважин выбирают с учетом зо­нальной неоднородности продуктивных пластов — вкрест выявленной превалирующей ориентации зон с повышенной толщиной (и, как правило, с повышенными пористостью и проницаемостью) коллекторов (рис. 66). В результате достига­ется пересечение всех зон, содержащих основную часть запа­сов нефти, линиями разрезания и, следовательно, обеспечива­ется большее влияние на них закачки воды. При ином на­правлении разрезающие ряды в значительной части могут оказаться на участках с пониженной проницаемостью пласта, что обусловит низкую приемистость значительной доли на­гнетательных скважин и отсутствие в части высокопродук­тивных зон воздействия нагнетания воды.

При проектировании систем разработки с рассматривае­мым видом заводнения особое внимание следует уделять обоснованию ширины блоков и количества рядов добываю­щих скважин в блоке.

Решение этого вопроса диктуется необходимостью обес­печивать влияние нагнетания воды на всю ширину блоков, не допуская консервации их внутренних частей.

Ширину блоков выбирают от 4 до 1,5 км в зависимости от гидропроводности объекта. Уменьшение ширины полос по­вышает активность системы заводнения, благодаря возраста­нию перепада давления на единицу ширины блока, что поз­воляет частично компенсировать пониженную продуктивность залежи. Чтобы избежать значительных потерь нефти в центральных частях блоков (на участках стягивания контуров нефтеносности), в пределах блока располагают обычно не­четное количество рядов добывающих скважин, при этом внутренний ряд обычно играет роль "стягивающего". При повышенной ширине блоков (3,5 —4 км) принято располагать пять рядов добывающих скважин, при меньшей ширине (1,5 —Зкм) — три ряда. В зависимости от количества рядов добывающих скважин блоковое заводнение называют пятирядным или трехрядным. Количество добывающих скважин, приходящихся на одну нагнетательную, при пятирядной и трехрядной системах соответственно составляет около 5 и 3.

Рис. 65. Система разработки нефтяной залежи с блоко­вым заводнением.

Условные обозначения см. на рис. 63

Рис. 66. Система разработки крупной "круговой" нефтяной залежи с блоко­вым заводнением.

Зоны с толщиной и коллекторекими свойствами пласта: 1 — высокими, 2 — низкими; остальные условные обозначения см. на рис. 63

 

Систему с узкими блоками и трехрядным размещением скважин можно применить и на высокопродуктивном эксплуатационном объекте при необходимости разработки его высокими темпами или с целью обеспечения продолжитель­ного периода фонтанной эксплуатации при больших трудно­стях перевода скважин на механизированный способ подъе­ма жидкости, а также в некоторых других случаях.

На залежах с широкими водонефтяными зонами всю сис­тему разработки с разрезанием следует распространять и на водонефтяную зону, за исключением самых внешних ее час­тей с небольшой нефтенасыщеннои толщиной (менее 3 —4 м). В некоторых случаях при монолитном строении высокопро­ницаемых пластов более успешным может быть вариант с комбинированным заводнением, при котором периферийная неразбуренная зона может быть расширена вплоть до изопахиты нефтенасыщенной толщины 5 —6 м. При этом система разработки с разрезанием залежи, распространенная до этой изопахиты, сочетается с законтурным заводнением, за счет которого в указанных условиях может быть обеспечено вы­теснение нефти из неразбуренной периферийной зоны к разбуренной основной части.

Преимущества систем разработки с блоковым заводнени­ем заключаются в том, что они могут проектироваться и реализовываться, когда детальные сведения о конфигурации контуров нефтеносности еще отсутствуют. Применение та­ких систем дает возможность осваивать блоки эксплуатаци­онного объекта в нужной последовательности, регулировать разработку с помощью перераспределения объемов закачки воды.

Обычно внутриконтурное разрезание нефтяных залежей рядами нагнетательных скважин на блоки или площади при­меняют для эксплуатационных объектов с умеренной неод­нородностью строения — при широком распространении пластов-коллекторов на площади, при средней проницаемос­ти более 0,007 — 0,1 мПа·с, при вязкости пластовой нефти до 15-20 мПа·с.

На раннем этапе внедрения заводнения для залежей с уме­ренными площадями нефтеносности рекомендовалось так называемое сводовое заводнение. При нем предусматрива­лось расположение нагнетательных скважин в сводовых час­тях залежей — в виде линейного разрезающего ряда по длинной оси структуры при вытянутой антиклинальной фор­ме залежи или в виде групп из нескольких скважин в своде при брахиантиклинальном строении залежи. Обычно такой вид внутриконтурного заводнения сочетали с законтурной закачкой воды.

Этот вид заводнения себя не оправдал и впоследствии ши­рокого применения не нашел. Это обусловлено нецелесооб­разностью искусственного обводнения чисто нефтяной, луч­шей по продуктивности центральной части залежи при рас­положении рядов добывающих скважин в менее продуктив­ных частях, в том числе и в природной водонефтяной зоне.

Площадное заводнение — также разновидность внутри­контурного, при котором в условиях общей равномерной сетки скважин — треугольной или квадратной — нагнета­тельные и добывающие скважины чередуются в строгой за­кономерности. Местоположение добывающих и нагнетатель­ных скважин в принимаемой сетке определяется в проектном документе на разработку.

Системы разработки с площадным заводнением (пло­щадные системы) обладают большей активностью по сравне­нию с системами, охарактеризованными выше, поскольку здесь каждая добывающая скважина непосредственно кон­тактирует с нагнетательными (при внутриконтурном разреза­нии в начале разработки под непосредственным влиянием нагнетательных скважин находятся лишь скважины внешних добывающих рядов) и на одну нагнетательную скважину обычно приходится меньшее количество добывающих сква­жин. Применяют несколько вариантов формы сеток и взаимного размещения нагнетательных и добывающих скважин, при которых системы разработки характеризуются различ­ной активностью, т.е. разной величиной соотношения коли­честв добывающих и нагнетательных скважин. Для линейной и пятиточечной систем это соотношение равно 1; для семи­точечной прямой — 0,5, обращенной — 2; для девятиточеч­ной прямой — 0,33, обращенной — 3; для ячеистой — 4 — 6.

Применяемые обычно при площадном заводнении систе­мы показаны на рис. 67. Наиболее широкое применение на­шли пятиточечная, обращенная семиточечная и обращенная девятиточечная системы. Они обычно рекомендуются для эксплуатационных объектов с терригенными или карбонат­ными коллекторами порового типа и широко применяются при разработке объектов с низкой проницаемостью коллек­торов, с повышенной вязкостью нефти или объектов с низ­кой проницаемостью и повышенной вязкостью. Такие систе­мы, так же как и блоковая система с разрезанием на узкие полосы, молено применять и для высокопродуктивных объ­ектов при необходимости получения высоких уровней добы­чи нефти или продления фонтанного периода эксплуатации в случае больших трудностей с организацией механизирован­ной эксплуатации скважин. Их использование может быть целесообразным также в случаях, когда продолжительность разработки месторождения ограничена, например, сроком возможной эксплуатации морских сооружений в условиях шельфа.

Рис. 67. Системы разработки с площадным заводнением.

Формы сетки скважин: а — пятиточечная, б — семиточечная обращенная, в — девятиточечная обращенная, г— ячеистая; пунктиром выделен элемент системы; остальные условные обозначения см. на рис. 63.

 

Специалистами объединения "Удмуртнефть" доказана це­лесообразность применения для залежей нефти повышенной вязкости, приуроченных к трещинно-поровым карбонатным коллекторам, площадной системы заводнения, названной ими ячеистой (рис. 67, г). При разработке таких залежей коллектор в добывающих скважинах ведет себя как поровый, а в нагнетательных, в связи с раскрытием трещин под влиянием высокого забойного давления, — как трещинно-поровый. Приемистость нагнетательных скважин резко возрастает по­сле создания возле них искусственных водонасыщенных зон. Это обусловливает многократное превышение коэффициента приемистости нагнетательных скважин над коэффициентом продуктивности добывающих скважин и соответственно вы­сокую суточную приемистость первых при низких дебитах вторых. Применение в таких условиях обычных площадных систем обусловливает низкий уровень добычи при большом объеме закачиваемой в пласт воды, намного превышающем объем отбираемой из пласта жидкости.

Ячеистая система обеспечивает резкое увеличение отно­шения количества добывающих и нагнетательных скважин (до 6:1 и более), а также расстояния между нагнетательными и добывающими скважинами при малых расстояниях между добывающими скважинами. Это способствует соответствию объемов нагнетаемой воды и добываемой жидкости, замедля­ет обводнение добывающих скважин.

Системам разработки с площадным заводнением свойст­венны и негативные моменты. Они практически не позволя­ют регулировать скорость продвижения воды к разным до­бывающим скважинам элемента системы разработки путем перераспределения объемов закачиваемой воды. В связи с этим возрастает вероятность преждевременного обводнения значительной части добывающих скважин. Этот процесс усу­губляется неодновременным вводом новых добывающих скважин в элементе, остановками отдельных скважин для подземного и капитального ремонта, отключением обводнен­ных скважин, существенными различиями дебитов скважин и др.

В связи с низкой продуктивностью залежей, при которой применяется площадное заводнение, и вследствие указанных особенностей процесса разработки коэффициент извлечения нефти, как правило, не превышает 0,4 — 0,45.

Избирательное заводнение — разновидность внутриконтурного заводнения — предусматривает выбор местоположе­ния нагнетательных скважин после разбуривания эксплуатационного объекта по равномерной сетке (рис. 68). При со­ставлении первого проектного документа на разработку мес­тоположение нагнетательных скважин не определяют. После разбуривания объекта и некоторого периода эксплуатации всех скважин на нефть для освоения под закачку воды выби­рают скважины, местоположение которых наиболее полно отвечает геологическому строению пластов и обеспечивает эффективное воздействие на весь объем залежи. В конечном счете нагнетательные скважины оказываются размещенными по площади

 

объекта неравномерно. Избирательное заводне­ние применяют при резкой зональной неоднородности плас­тов, выражающейся в неповсеместном залегании коллекто­ров, в наличии двух или трех разновидностей коллекторов разной продуктивности, распределенных неравномерно по площади, и т.д., а также при нарушении объекта серией дизъюнктивных нарушений.

 

Рис. 68. Система разработки с избирательным заводнением.

Зоны пласта с проницаемо­стью: 1 — высокой, 2 — низкой; остальные условные обозначения см. на рис. 63

Очаговое заводнение по сути является избирательным за­воднением, но применяется как дополнение к другим разно­видностям заводнений (законтурному, приконтурному, разре­занию на площади, блоки и др.). Очаги заводнения (нагне­тание воды в отдельные скважины или небольшие группы скважин) обычно создают на участках, не испытывающих или недостаточно испытывающих влияние заводнения после освоения запроектированного основного его вида. Под нагне­тательные выбирают скважины из числа добывающих, пре­имущественно из тех, которые основную свою задачу уже выполнили, т.е. расположенные на заводненных участках объекта разработки. При необходимости для создания очагов заводнения бурят дополнительные скважины.

Очаговое заводнение применяют очень широко: это одно из главнейших мероприятий по развитию и совершенствова­нию основных систем разработки с заводнением.

Головное заводнение. Головным называют нагнетание во­ды в наиболее повышенные зоны залежей, тектонически или литологически экранированных в сводовых частях.

Барьерное заводнение. Эта разновидность внутриконтурного заводнения применяется при разработке нефтегазовых и нефтегазоконденсатных залежей пластового типа с целью изоляции газовой (газоконденсатной) части залежи от нефтя­ной. Кольцевой ряд нагнетательных скважин располагают в пределах газонефтяной зоны, вблизи внутреннего контура газоносности. В результате нагнетания воды в пласте образу­ется водяной барьер, отделяющий газовую часть залежи от нефтяной. Применение барьерного заводнения обеспечивает возможность одновременного отбора нефти и газа из недр без консервации газовой шапки на длительное время, обяза­тельной при разработке с использованием природных видов энергии или при охарактеризованных выше разновидностях заводнения. Барьерное заводнение может сочетаться с други­ми его видами или с использованием энергии напора пласто­вых вод.

Таким образом, во многих случаях при проектировании системы разработки эксплуатационного объекта исходя из его геолого-промысловой характеристики для него могут быть рекомендованы два, а иногда и три конкурирующих вида заводнения. Например, приконтурное заводнение может рассматриваться наряду с поперечным разрезанием объекта на блоки; разрезание на узкие блоки может конкурировать с площадным заводнением и т.д. Из числа возможных вариан­тов, обоснованных геологически, оптимальный вариант вы­бирают с помощью гидродинамических и экономических расчетов при учете других элементов системы разработки (плотности сетки добывающих скважин, перепада давления между зонами нагнетания и отбора).

 

Объект разработки. Факторы, влияющие на выбор объекта разработки. Факторы, влияющие на выделение залежи в объект разработки или объединение нескольких залежей в один объект разработки. Системы разработки многопластовых месторождений.

Эксплуатационным объектом, или объектом разработки, называют один или несколько продуктивных пластов месторождения, которые выделяют исходя из геоло­го-технических условий и экономических соображений для совместной разработки одной серией скважин.

При наличии в разрезе месторождения одного продуктив­ного пласта залежь нефти является единственным объектом разработки. В этом случае и месторождение, и эксплуатаци­онный объект называют однопластовым.

На многопластовых месторождениях до 40-х годов каждый продуктивный пласт обычно служил объектом разработки — базисным или возвратным. Базисные объекты разрабатыва­лись определенными системами пробуренных на них сква­жин. Возвратные продолжительное время находились в консервации и затем вводились в разработку скважинами, вы­полнявшими свое назначение по базисному объекту.

При внедрении заводнения, позволяющего управлять про­цессом разработки, стало правилом на многопластовом мес­торождении выделять не только однопластовые эксплуатаци­онные объекты, но и объекты, состоящие из двух-трех плас­тов и иногда более. При этом понятие "возвратный объект" ушло в прошлое. При выделении на месторождении несколь­ких объектов разработки на каждый из них, как правило, проектируется самостоятельная система скважин.

Решение вопроса о рациональном группировании пластов в эксплуатационные объекты на многопластовом месторож­дении связано с определенными трудностями, так как в ряде случаев могут быть предложены разные варианты. В то же время каждый вариант имеет положительные и отрицатель­ные моменты. Решение о выделении минимального количест­ва объектов (т.е. о расчленении на крупные объекты) позво­ляет разрабатывать месторождение меньшим количеством скважин и тем самым обеспечивать весомую экономию капи­тальных вложений. Однако при этом суммарная продуктив­ность скважин может оказаться несколько меньшей, чем сумма значений продуктивности пластов при их раздельной разработке, затрудняется управление процессом разработки. Так, при наличии в разрезе месторождения четырех пример­но одинаковых продуктивных пластов могут быть рассмот­рены следующие варианты: выделение каждого пласта в са­мостоятельный объект (рис. 61, а), выделение двух двухпластовых объектов (рис. 61, б ), объединение всех пластов в один объект (рис. 61,,). При значительной неоднородности плас­тов-коллекторов и существенных различиях их толщины и проницаемости количество возможных вариантов может быть увеличено (например, объединение в один объект двух средних пластов, в другой — верхнего и нижнего пластов; выделение однопластового и трехпластового объектов). Мо­гут быть выбраны также промежуточные варианты, при ко­торых в добывающих скважинах продуктивные пласты пер­форируют совместно, а нагнетание воды проводят раздельно в пары пластов (см. рис. 69, „) или даже в каждый пласт в отдельности. Таким образом, выделение объектов разработки является оптимизационной задачей.

Рис. 61. Варианты выделения эксплуатационных объектов при наличии че­тырех продуктивных пластов:

а — четыре однопластовых объекта; б — два двухпластовых объекта; в— один четырехпластовый объект; г — один четырехпластовый объект с раз­дельным нагнетанием воды в пласты. 1 — пласт-коллектор; 2 — интервал перфорации; скважины: 3 — нагнетательные, 4 — добывающие

Обоснование выделения эксплуатационных объектов обычно проводят в два этапа. На первом этапе рассматрива­ют геолого-физические особенности, как благоприятствую­щие, так и препятствующие объединению пластов для совме­стной разработки; на втором этапе этот вопрос решают с учетом технологических и экономических факторов.

При выделении объектов разработки, состоящих из не­скольких пластов, необходимо, чтобы выполнялись следую­щие геологические требования:

· объединяемые для совместной разработки пласты должны принадлежать единому этажу нефтеносности, что предопре­деляет их расположение на близких глубинах, небольшие различия в начальном пластовом давлении и температуре и т.д.;

· природные режимы пластов должны быть одинаковыми;

· пласты должны быть идентичными по литологии и типу коллекторов во избежание различий в характере перемеще­ния жидкости в пластах с разной структурой пустотного пространства, в степени разрушения прискважинной зоны пластов при эксплуатации скважин и т.д.;

· желательно, чтобы пласты мало различались по проницае­мости и неоднородности, что способствует приемистости всех пластов в нагнетательных скважинах и притоку нефти из всех пластов при общем забойном давлении;

· между выделяемыми эксплуатационными объектами долж­ны иметься надежные разделы из непроницаемых пород во избежание перетоков жидкости между соседними по разрезу объектами;

· вязкость нефти в пластовых условиях должна быть в объ­единяемых пластах одинаковой, что обеспечивает общие за­кономерности процесса вытеснения нефти;

· нефть пластов должна иметь одинаковые товарные качест­ва во избежание смеси нефтей, требующих разной техноло­гии промысловой подготовки и переработки (например, нельзя объединять пласты с сернистой и бессернистой неф­тью);

· эксплуатационный объект должен иметь значительные за­пасы на единицу своей площади (удельные запасы) для обес­печения продолжительной эксплуатации скважин.

Для некоторых месторождений учета геологических тре­бований оказывается достаточно для решения вопроса о вы­делении объектов разработки. В случаях, когда этого недо­статочно, выполняют второй этап исследований:

ü оценку динамики годовых технологических показателей разработки для каждого из возможных вариантов выделения эксплуатационных объектов — по каждому объекту в от­дельности и по месторождению в целом;

ü оценку общего количества скважин, добычи нефти и объ­емов отбираемой воды;

ü расчет по вариантам экономических показателей — в со­ответствии с требованиями рыночной экономики;

ü выбор варианта с максимальными показателями годовой добычи нефти по месторождению при наибольшем экономи­ческом эффекте и лучшем использовании недр.

Расчеты технологических и экономических показателей разных вариантов проводят с учетом понижающего влияния объединения высокопродуктивных пластов на коэффициент продуктивности скважин. В качестве количественного пока­зателя для оценки последствий объединения пластов в объек­ты в разном сочетании В.Г. Каналин и другие исследователи рекомендуют использовать коэффициент продуктивности скважин. На величину этого коэффициента влияют количест­во пластов, объединяемых в эксплуатационный объект, и степень различия в геолого-промысловых характеристиках пластов. Значения коэффициентов продуктивности пластов при раздельной их эксплуатации определяют по соответству­ющим параметрам этих пластов.

На выбор оптимального варианта выделения объекта за­метное влияние может оказывать глубина залегания продук­тивных пластов. Поскольку при большой глубине резко воз­растает стоимость бурения скважин, оптимальному варианту при большой глубине может соответствовать меньшее коли­чество выделяемых объектов, чем при прочих равных усло­виях, но при небольшой глубине. На выбор объектов могут оказывать влияние также другие условия освоения месторождения (расположение месторождения в пределах шельфа, в сложных поверхностных условиях и др.).

Опыт разработки многопластовых высокопродуктивных месторождений и развитие теории проектирования разра­ботки позволяют все более обоснованно подходить к выделению эксплуатационных объектов на новых месторождени­ях и вносить коррективы в ранее принятые решения по уже разрабатываемым месторождениям. В целом развитие пред­ставлений по этому вопросу показало, что мнение специалис­тов о возможности выделения на высокопродуктивных мес­торождениях крупных многопластовых объектов разработки, господствовавшее в 40 —60-х годах, было излишне оптимис­тичным. Если раньше часто принимались решения о выделе­нии эксплуатационных объектов с суммарной нефтенасыщенной толщиной до 40 — 50 м и более, содержащих до 5—10 и более пластов различной толщины, то в настоящее время обычно выделяют объекты с толщиной не более 20 —30 м и с меньшим количеством пластов. На целом ряде месторожде­ний страны, где вначале были выделены чрезмерно крупные объекты, что привело к недостаточно полному и активному включению их в разработку, позже пришлось бурить значи­тельное количество скважин с раздельным вскрытием верх­ней и нижней (а иногда верхней, средней и нижней) частей первоначального объекта.

При разработке многопластового месторождения проектные решения по системам разработки каждого из эксплуатацион­ных объектов должны приниматься с учетом наличия других объектов. Так, при сравнительно небольшой разнице в глуби­нах залегания пластов проектные скважины всех объектов це­лесообразно бурить до подошвы самого нижнего пласта. Это дает возможность на поздних стадиях разработки переводить обводнившиеся скважины одного объекта на другой и таким образом улучшить их выработку. При этом появляется также возможность контроля за выработкой пластов (неперфорированных) одного объекта в скважинах другого нейтронными ме­тодами. Скважины одного объекта следует располагать со сме­щением на площади относительно скважин другого объекта.

При проектировании систем разработки соседних по раз­резу объектов необходимо принимать во внимание, что на­личие между ними непроницаемого раздела не исключает слу­чаев перетока жидкости между объектами на локальных уча­стках, где этот раздел отсутствует, а также по заколонному пространству скважин с некачественным цементированием. Перетоки наиболее возможны на участках, где между сосед­ними объектами создаются большие перепады давления. Для предотвращения перетоков рекомендуется располагать терри­ториально в одних местах ряды нагнетательных и ряды до­бывающих скважин соседних объектов. При этом области высокого давления (зоны нагнетания воды) и области низкого давления (зоны отбора) соседних объектов будут совмещены в плане и значения пластового давления в эксплуатационных объектах в каждой точке месторождения будут различаться незначительно (рис. 62, а). В таких условиях перетоки жид­кости между объектами практически исключаются. При не­соблюдении этой рекомендации области высокого давления одного объекта могут оказаться совмещенными в плане с областями низкого давления другого объекта (рис. 62, 6). Предпосылки для перетоков жидкости из нижнего объекта в верхний возникают на участках, где расположены ряды на­гнетательных скважин нижнего объекта, а из верхнего в нижний — на участках, где расположены нагнетательные скважины верхнего объекта.

Из-за отсутствия опыта разработки в начале применения заводнения и несоблюдения рекомендуемых условий перето­ки жидкости между объектами были допущены на ряде участ­ков первых разрабатываемых с заводнением месторождений — Туймазинском, Шкаповском и др. Для прекращения перетоков потребовалось проведение ряда трудоемких технологических мероприятий.

При выделении в разрезе месторождения двух или не­скольких эксплуатационных объектов в проектном докумен­те устанавливают последовательность их освоения. Следует различать три возможные ситуации в зависимости от сравни­тельной продуктивности объектов.

Рис. 62. Профили пластового давления эксплуатационных объектов I и II при разном

размещении нагнетательных и добывающих скважин:

 

 

1. В условиях примерной равноценности объектов целесообразно осуществлять их одновременное разбуривание и освоение. Это устраняет необходимость неоднократного перемещения буровых мощностей по площади месторождения.

2. При значительной разнице продуктивности объектов, но при условии, что разработка малопродуктивных объектов самостоятельной серией скважин тем не менее рентабельна, возможно последовательное освоение объектов, начиная с наиболее продуктивного.

3. Высокоэкономичным путем разработки эксплуатационных объектов с разной продуктивностью может быть применение метода одновременно-раздельной эксплуатации объ­ектов в скважинах. Метод предусматривает бурение на два (возможно, и на три) объекта единой серии скважин и установку во всех нагнетательных и добывающих скважинах специального оборудования, которое обеспечивает раздельную эксплуатацию объектов, учет добываемой продукции и нагнетаемой воды каждого объекта при забойных давлениях, соответствующих их продуктивности и приемистости.

При разработке многопластовых месторождений с низкой продуктивностью всех пластов (такие месторождения в по­следнее время нередко вводятся в разработку) выделение не­скольких объектов разработки не обеспечивает достаточно высоких дебитов скважин и оказывается нерентабельным. По таким месторождениям целесообразно более решительно идти на объединение пластов в объекты разработки. При этом необходимо изыскивать надежные способы раздельного определения показателей работы (дебитов, обводненности, давления и др.) каждого из пластов, методы изоляции плас­тов, обводняющихся ранее других.

При разработке залежей нефти, приуроченных к крупным карбонатным массивам толщиной в несколько сотен метров, обычно трещиноватым, практикуют условное расчленение их на этажи разработки с последовательной выработкой их снизу вверх — единой серией скважин или бурением само­стоятельных скважин на каждый из этажей (в последнем слу­чае фактически выделяется несколько объектов разработки).