Оптимальное размещение скважин. Порядок разбуривания

 

Проблема оптимальной плотности сетки скважин, обеспечиваю­щей наиболее эффективную разработку месторождений, была са­мой острой на всех этапах развития нефтяной промышленности.

До 30-х годов, когда физика и гидродинамика нефтяного пласта только начинали развиваться, при решении вопросов разработки месторождений преобладал эмпирический подход, а размещение скважин и определение их числа осуществлялись промысловыми геологами (операторами) практически без учета законов фильтра­ции жидкостей и особенностей дренирования пластов.

Существовала теория» Томлинсона об ограниченном «радиусе влияния» и «критическом числе скважин». Применялось на прак­тике «правило» размещения скважин Котлера, утверждавшее, что суммарная добыча нефти из каждой скважины обратно про­порциональна корню квадратному из площади ее дренирования. Это приводило к чрезмерному уплотнению сетки скважин, которая на практике достигала 0,5—1 га/скв и менее. Наиболее ярким примером бесполезного уплотнения сетки скважин в мировой неф­тяной промышленности является крупнейшее месторождение в США Ист-Тексас с извлекаемыми запасами около 1 млрд. т, которое разбуривалось многочисленными владельцами (более 2500) в 30-е годы во время нефтяного бума.

На этом месторождении с исключительно хорошими геолого-физическими свойствами пласта и нефти пробурено около 30 000 скважин с плотностью сетки менее 2 га/скв, из которых более 25 000 были просто лишними. Аналогичная плотность сетки сква­жин в те годы применялась и на хороших месторождениях Старо-Грозненского района и Азербайджана. В результате этого даже высокопродуктивные месторождения на малых глубинах раз­рабатывались с минимальной прибылью или вовсе без нее.

В 1932 г. комиссия, возглавляемая акад. И. М. Губкиным, на основе анализа разработки Старо-Грозненских месторождений подвергла сомнению целесообразность чрезмерно плотных сеток скважин и рекомендовала их разрежение до 4—9 га/скв.

В 1937 г. Американский нефтяной институт создал специальный комитет по исследованию вопроса о плотности сетки скважин, ко­торый уже через год сделал следующий вывод — небольшие расстояния между скважинами как с физической, так и с эконо­мической точки зрения нежелательны. При этом было введено понятие оптимальной сетки скважин, которая должна обеспечить не только технологический успех, т. е. извлечение нефти настолько полно, насколько это позволяют применяемые методы разработки, но и экономический успех, который определяется максимально возможной прибылью.

В конце 30-х годов на основе промысловых исследований скважин М. Маскетом (США) и В. Н. Щелкачевым была развита теория пластовых водонапорных систем и интерференции (взаимодействия) скважин при дренировании нефтеносных пластов. Со­гласно этой теории, скважины, дренирующие гидродинамически единый пласт, взаимодействуют между собой, вследствие чего увеличение их сверх некоторого числа на ограниченной площади мало повышает отбор жидкости (нефти) из пласта.

В 1945 г. Бакли и Крэйз проанализировали данные по 103 американским месторождениям, разрабатываемым на режиме растворенного газа (44) и водонапорном режиме (59). Они не установили заметной зависимости нефтеотдачи от плотности сетки скважин в пределах 1,4—16 га/скв.

Теория интерференции скважин получила практическое при­менение лишь в послевоенные годы. В 1948 г. она была заложена в «Научные основы разработки нефтяных месторождений», позд­нее в «Теоретические основы и проектирование разработки нефтя­ных месторождений» (1959 г.) и затем в «Принципы проектирова­ния разработки нефтяных месторождений» [24], созданные кол­лективом авторов под руководством акад. А. П. Крылова.

Исходя из теории интерференции скважин и научных основ разработки нефтяных месторождений, в 1946 г. впервые в стране и в мире для Туймазинского месторождения (девонские пласты) под руководством А. П. Крылова Всесоюзным нефтегазовым научно-исследовательским институтом была запроектирована сетка добывающих скважин плотностью 20 га/скв (400X500 м²) с искусственным законтурным заводнением. Это был беспримерный качественный скачок в проблеме размещения скважин и методах разработки нефтяных месторождений. Вслед за Туймазинским месторождением такая же сетка скважин (20—24 га/скв) и законтурное заводнение были реализованы на многих месторож­дениях Урало-Поволжья (Бавлинское, Шкаповское, Мухановское, Покровское, Зольненское и др.). Положительный опыт разработки этих месторождений послужил основанием для еще более реши­тельного шага по разрежению сетки скважин и применению внутриконтурного искусственного заводнения.

В 1949 г. в США для изучения вопроса об оптимальных рас­стояниях между скважинами была создана межштатная нефтяная комиссия, в которую вошли виднейшие ученые: Эдди, Кавелер, Маскет, Бертрам и Томлинсон. В 1953 г. эта комиссия опублико­вала доклад по плотности сеток скважин и ее влиянию на конеч­ную нефтеотдачу пластов.

Основные выводы этого доклада следующие.

Физических законов недостаточно для решения проблемы оп­тимального расстояния между скважинами. Определяющим является экономический фактор.

Практически суммарная добыча нефти из единого пласта не зависит от числа скважин, так как они обладают неограниченм радиусом дренирования.

При заложении скважин нужно учитывать локальные струкрно-тектонические условия пластов.

Каждая отдельная часть нефтяной залежи должна эксплуатироваться минимум одной скважиной, если оправдываются расходы на ее бурение.

В докладе комиссии рекомендовались большие расстояния между скважинами, которые должны увеличиваться с повышением проницаемости пластов, глубины бурения и расходов на поддер­жание пластового давления.

Аналогичные концепции по данной проблеме, базировавшиеся геолого-промысловых, гидродинамических и экономических следованиях, преобладали в нашей стране.

Генеральная схема разработки Ромашкинского месторождения {1955—1956 гг.), исходя из этих концепций, предусматривала первоначальную плотность сетки скважин до 52 га/скв и разре­зание залежи рядами нагнетательных скважин на 23 площади са-остоятельной разработки.

При этом 30 % общего фонда скважин рассматривалось в ка­честве резерва для уплотнения сетки скважин по мере уточнения геологического строения и выработки пластов. Ромашкинское месторождение послужило примером. С конца 50-х годов проектирование сетки скважин плотностью до 50—60 га/скв для хоро­ших месторождений с обязательным резервом скважин для кор­ректировки сетки стало обычным делом практически во всех неф­тедобывающих районах страны.

Для месторождений Западной Сибири первона­чальная сетка скважин плотностью 49—56 га/скв в 60—-70-х го­дах оказалась наиболее распространенной. Широкому применению первоначальных редких сеток добывающих скважин для разра­ботки нефтяных месторождений в Поволжье и Западной Сибири способствовали также и объективные причины— обычный на практике недостаток геолого-физической информации о месторож­дениях к моменту составления первых проектных документов и необходимость ускоренного ввода их в разработку.

Плотность первоначальной сетки скважин 49—56 га/скв пред­ставлялась в этих условиях достаточно редкой, чтобы избежать бурения лишних скважин, и достаточно плотной, чтобы вводить месторождения в разработку активными системами с высокими темпами добычи нефти.

Вместе с тем практика разработки нефтяных месторождений редкими сетками скважин с искусственным заводнением оказа­лась значительно сложнее и труднее, чем предполагалось.

На многих месторождениях (Ромашкинское, Арланское, Мухановское и др.) плохо дренировались целые пласты в объектах, обширные зоны залежей и площадей, проектный резерв скважин оказывался недостаточным, обводненность была выше, а уровни добычи и нефтеотдача ниже прогнозных и т. д.

 

 

Рис. 12. Зависимость нефтеотдачи пла­стов η от плотности сетки скважин S, по данным 23 залежей Урало-Поволжья, с соотношением вязкостен нефти и воды 0,7—4,7; коэффициентами песчанистости пластов более 0,7 и проницаемостью 0,135—0,45 мкм².

Относительный отбор жидкости из пластов: 1 — 0,5 объема пор; 2 — 0,75 объема пор

 

Все эти негатив­ные стороны были следствием недостаточной изученности метода заводнения, упрощенной схематизации процесса вытеснения нефти водой, несовершенства расчетных моделей, а главное, следствием незнания всех особенностей сложно построенных пластов из-за недостатка информации об условиях залегания нефти в них. В связи с этим уже в 50-х годах у некоторых специалистов стали складываться представления о неправомерности, необоснован­ности применения редких сеток скважин и двухстадийности разбу-рнвания, о существовании дефектов в проектировании и необходимости исправления «ошибочных сеток» скважин, о необходи­мости применения с самого начала разработки месторождений «оптимальных» (плотных) сеток скважин, одностадийного разбуривания и др.

Первые критические замечания по редким сеткам скважин, запроектированным на Ромашкинском месторождении, были высказаны В. Н. Щелкачевым в конце 50-х годов. За последние 25—30 лет представления об этой проблеме были далеко неодно­значными и противоречивыми. Обосновывались самые различные концепции. Назовем главные.

1. Конечная нефтеотдача пластов очень слабо зависит от плотности сетки скважин.

Такие представления были преобладающими в 40—50-х годах, когда начали осваивать высокопродуктивные нефтяные месторож­дения Урало-Поволжья и внедрять метод заводнения. В этот пе­риод проектирование разработки нефтяных месторождений про­водилось по упрощенным моделям практически без учета неодно­родности пластов, в предположении равномерного продвижения воды, без учета прерывистости и линзовидности, вызывающих не­полное дренирование залежей. Тем более что на основных место­рождениях эти особенности пластов были тогда еще слабоизучен-ными или неизвестными.

Для гидродинамически единых однородных пластов полностью дренируемых залежей получались очень слабые зависимости неф­теотдачи от плотности сетки скважин (рис. 12).

Опыт разработки месторождений Самарской Луки, обладающих высокой проводимостью монолитных пластов, показывал, что изменение плотности сетки скважин от 7,1 до 22,5 га/скв не оказавает заметного влияния на нефтеотдачу, снижение которой со­ставляло не более 3 % (В. И. Колганов). Разреженная в 2 раза сетка скважин южной части пласта А4 Покровского месторожде­ния Куйбышевской области обеспечила более эффективные показатели разработки, чем на северной части той же залежи, но с менее хорошими свойствами пласта [33].

Разрежение сетки скважин в зоне их размещения в 2 раза (от 20 до 40 га/скв) на Бавлинском месторождении в очень малой мере отразилось на нефтеотдаче чисто нефтяной зоны пласта Д₁ (И. Е. Полуян, Г. Г. Вахитов, С. А. Султанов).

Многофакторный анализ по месторождениям Азербайджана показал, что разрежение сетки от 1 до 10 га/скв практически не влияет на нефтеотдачу (М. Т. Абасов, Ч. А. Султанов) [1, 7, 14].

Даже по 26 месторождениям Урало-Поволжья с карбонатными, но высокопродуктивными коллекторами (пласт А4 башкирского яруса) разрежение сетки скважин от 10 до 30 га/скв снижает ко­нечную нефтеотдачу всего на 1,5—2% (А. В. Гавура, В. И. Кол­ганов).

Эти результаты совпадают с теоретическими положениями ин­терференции (взаимодействия) скважин, но их можно распростра­нять только на единые высокопродуктивные пласты.

Однако на практике гидродинамически единых пластов с вы­сокой проводимостью по всему объему залежей сравнительно не­много.

В большинстве случаев реальные нефтеносные пласты обла­дают сложно выраженной зональной неоднородностью, прерывис­тостью, линзовидностью, расчлененностью и многопластовостью. В этих условиях зависимость нефтеотдачи пластов в целом от плотности сетки скважин значительно сильнее и сложнее.

2. Конечная нефтеотдача пластов очень сильно зависит от плотности сетки скважин.

Наиболее определенно такая зависимость утверждается в статьях [39, 42], в которых даны количественные оценки влия­ния плотности сетки скважин на конечную нефтеотдачу пластов.

В [39], например, для Бавлинского (Д₁, Туймазинского месторождений и Абдрахмановской площади (Д₁₁.) Ромашкинского месторождения конечный коэффициент нефтеотдачи пластов при плотности сетки скважин 100 га/скв оценен в 0,52; 0,32 и 0,21 соот­ветственно. Уплотнение сетки скважин до 2 га/скв позволило бы увеличить коэффициент конечной нефтеотдачи до 0,74; 0,69 и 0,68, т. е. на 22; 37 и 47 %, или в 1,43; 2,18 и 3,23 раза соответственно.

Уплотнение сетки скважин по этим месторождениям от 100 до 40 га/скв или в 2,5 раза, увеличивает конечную нефеотдачу в 1,25; 1,6 и 2,05 раза соответственно, тогда как уплотнение сетки от 40 до 2 га/скв, или в 20 раз, увеличивает нефтеотдачу лишь в 1,14; 1,38 и 1,58 раза соответственно.

Увеличение конечной нефтеотдачи пластов, непропорциональ­ное степени уплотнения сетки скважин, необъяснимо для гидро­динамически единого пласта без учета системы заводнения, а для расчлененных и прерывистых пластов — без учета масштаба кон­кретной линзовидности или сокращения работающей толщины, что в статье [39] не рассматривается.

Приведенное увеличение конечной нефтеотдачи пластов в за­висимости от уплотнения сетки скважин получено по упрощенной формуле при следующих допущениях.

Коэффициент нефтеотдачи выражен произведением только двух коэффициентов — вытеснения и охвата пласта влиянием добывающих скважин, т. е. дренированием. Охват заводнением по толщине пласта, обусловленный его послойной неоднородностью, не учитывается.

Верхний предел коэффициента нефтеотдачи при максимальном уплотнении сетки скважин принят заведомо завышенным, равным коэффициенту вытеснения, а нижний при максимальном разрежении сетки скважин — заниженным, равным нулю. Тогда как правильнее верхним пределом конечной нефтеотдачи считать произведение коэффициентов вытеснения и охвата пласта заводне­нием, которое может быть на 20—30 % ниже, так как достига­емый за период экономически рентабельной разработки охват пластов заводнением меньше 100 %.

Нижним пределом конечной нефтеотдачи пласта следует, ви­димо, считать накопленную добычу нефти хотя бы из одной сква­жины (расположенной в центре залежи, площади, участка), отне­сенную к балансовым запасам. Эта величина также значительная и может быть не менее 10—15 % в гидродинамически едином пласте.

Вследствие такого искажения верхнего и нижнего пределов получена сильно завышенная зависимость конечной нефтеотдачи пластов от плотности сетки скважин.

Совсем невероятная зависимость конечной нефтеотдачи пластов от плотности сетки скважин приведена в работе [49] на основе поверхностного анализа эффективности бурения уплотняющих скважин по четырем месторождениям с карбонатными коллек­торами— Слотер, Ливлэнд, Вэссон и Келли-Снайдер.

Зависимость нефтеотдачи пласта от плотности сетки скважин приведена только по данным 46 неизолированных участков боль­шого месторождения Слотер. По другим месторождениям пока­зана лишь динамика добычи нефти и закачки воды во времени.

Авторы делают вывод, что по месторождению Слотер уплот­нение сетки скважин в 2 раза (от 16 до 8 га/скв) позволит уве­личить конечную нефтеотдачу пласта от 30 до 60 %, т. е. тоже в 2 раза. При этом утверждают, что заводнение при плотности сетки 16 га/скв весьма (если не вообще) не эффективно. Однако стоит только из приведенных данных исключить шесть — восемь участков с нефтеотдачей более 60% (достигающей 105%), а также менее 10 %, что указывает на значительные перетоки нефти между участками, как зависимость между нефтеотдачей и плотностью сетки скважин становится очень слабой.

По месторождению Вэссон по семи разрабатываемым участкам установить зависимость нефтеотдачи от плотности сетки скважин не удалось, как отмечают авторы [49], по причиине колебания вязкости нефти и сильной прерывистости пласта. В этих условиях следовало бы ожидать значительно большей зависимости нефте­отдачи от плотности сетки скважин, чем по месторождению Слотер, а она фактически изменяется от 29 до 20 % при плот­ности сетки от 6 до 12 га/скв.

По месторождению Келли-Снайдер (участок Сакрок) авторы бездоказательно предполагают, что уплотнение сетки в 2 раза (от существующей 21 га/скв) позволит увеличить конечную неф­теотдачу пласта от 38 до 60 %.

На основании этого довольно странного анализа и предполо­жений авторы делают совершенно недоказуемый вывод — уплот­нение сетки скважин в 2 раза на всех месторождениях США в сочетании с заводнением позволит увеличить извлекаемые из-пасы нефти на столько, сколько было добыто до сих пор за всю историю нефтяной промышленности (16 млрд. т), и уже через 2—3 года повысить уровень добычи нефти на 100 млн. т/год.

Этот вывод, бесспорно, является конъюктурным, дезориенти­рующим и предназначен для неспециалистов с целью обоснования необходимости повышения цены на нефть из уплотняющих сква­жин, которая была ниже, чем из скважин на новых месторожде­ниях.

Как известно, в США средняя плотность сетки скважин сос­тавляет 7—8 га/скв, а больше половины добычи нефти обеспечи­вается заводнением и другими методами воздействия.

Наибольшее распространение заводнение в США получило на хороших месторождениях самого крупного нефтедобывающего штата Техас. Но по данным 310 месторождений этого штата, при изменении плотности сетки скважин от 2 до 30 га/скв нефте­отдача пластов уменьшается несущественно (не более, чем на 3—5 %). Значительно сильнее зависимость нефтеотдачи от проводимости пластов (отношение проницаемости к вязкости нефти). Снижение ее в 3 раза вызывает уменьшение нефтеотдачи на 10—12%. Следовательно, на месторождениях, где заводнение уже применяется, уплотнение сетки скважин не даст ожидаемого в [49] большого эффекта.

Месторождения нефти, разрабатываемые при режиме истоще­ния, но по геолого-физической характеристике пригодные для аводнения, по оценкам специалистов США (Т. Дошер), не превы­шают 25—30 % (15—17 млрд. т) [44].

Применение заводнения на них позволит увеличить извлекае­мые запасы нефти не более чем на 3,5—4 млрд. т, т. е. в 4—5 раз меньше указанных в [49].

Остальные запасы нефти или обладают вязкостью более 50 мПа*с (в основном в штате Калифорния) и непригодны для обычного заводнения, или расположены в штатах, где нет воды для этих целей.

Рис. 13. Зависимость конечной нефтеот­дачи пластов η от плотности сетки скважин S при соотношении вязкостен нефти и воды менее 10, коэффициентах песчанистости более 0,75, расчлененности менее 2 и проницаемости пластов 0,6— 2,5 мкм²

 

3. Конечная нефтеотдача пластов существенно зависит от плотности сетки скважин, но в боль­шей мере от их размещения.

Сильная зависимость конечной нефтеотдачи пластов от разме­щения скважин по данным конкретных месторождений, приводи­мая во многих исследованиях, часто имеет совсем другой смысл, так как устанавливается эффект не от плотности сетки, а от разделения многопластовых объектов, вовлечения в разработку разобщенных линз, зон и пропластков специально пробуренными скважинами.

Существенная зависимость конечной нефтеотдачи пластов со сложным строением от размещения скважин за последние 15— 20 лет стала фактически общепризнанной. Этому способствовали специальные симпозиумы по проблеме, проведенные в 60-х годах, -которые показали, что зависимость нефтеотдачи от плотности сетки скважин очень сложная, особенно в случае прерывистых и сильно неоднородных пластов.

Для каждого месторождения существует оптимальная сетка скважин, обеспечивающая наибольший экономический эффект от извлечения нефти, но определить ее в начальной стадии при огра­ниченной информации о строении пластов невозможно. Поэтому рекомендовалось при разработке месторождений применять раз­реженные сетки с последующим бурением резервных скважин.

В работах [27, 33] показано, что на конечную нефтеотдачу неоднородных, но гидродинамически единых пластов значительно большее влияние оказывает расположение скважин относительно водонефтяных зон, экранов, выклиниваний, линз, контуров неф­теносности и источников питания (нагнетательных скважин), чем ллотность сетки скважин.

В 70-х годах был выполнен многофакторный анализ влияния различных факторов на нефтеотдачу пластов для основных место­рождений Урало-Поволжья (Е. И. Семин, В. К. Гомзиков, С. А. Кожакин), который показал, что уплотнение сетки скважин от 60—80 до 20 га/скв увеличивает конечную нефтеотдачу пластов на этих месторождениях на 12—15 % вследствие их рез­кой неоднородности, прерывистости и расчлененности и слабой про­ницаемости, но мало влияет на нефтеотдачу в начальной стадии разработки, а также в высокопроницаемых слаборасчлененных лластах (см. рис. 12, 13) [9, 27]

На многих месторождениях (Ромашкинское, Мухановское, Узеньское, Самотлорское и др.) для достижения утвержденной конечной нефтеотдачи пластов потребовалось или потребуется пробурить значительно больше скважин, чем ранее предусматри­валось. В многопластовых объектах Мухановского, Узеньского, Ромашкинского, Самотлорского и других месторождений при различии свойств пластов в 4—5 раз и более слабопроницаемые пласты при совместной эксплуатации с высокопроницаемыми пластами практически не дренируются [10, 17, 33]. В высокопро­дуктивных пластах обнаружены обширные слабопроницаемые зоны, которые при редких сетках скважин разрабатываются очень малыми темпами (менее 1 —1,5% в год от запасов). Во всех этих случаях требуется разделение объектов, бурение допол­нительных скважин на обособленные пропластки, линзы и слабо проницаемые зоны с целью вовлечения их в разработку или интенсификации добычи. При этом бурение скважин на обособ­ленные линзы, пропластки и водонефтяные зоны иногда непра­вильно называется уплотняющим бурением, которое является фактически вовлекающим в разработку новые запасы нефти.

Весьма показательным примером в этом отношении служит Самотлорское месторождение. Первоначально объекты этого месторождения разбуривались по сетке плотностью 49—64 га/скв.

Для двух монолитных пластов БВ⁰₈ и АВ_4-5 такая сетка скважин, как установлено детальным анализом, оказалась вполне эффективной, так как активно дренируется весь объем залежей. Но пласты БВ₁₀, АВ_2-3, AB_1-2 и другие, в разрезе которых кроме монолитных песчаников имеется до 30—50 % от объема так назы­ваемых тонкого чередования (ТЧ) и усеченного тонкого чередо­вания (УТЧ), редкой сеткой скважин дренируются неудовлетво­рительно. Слабопроницаемые пропластки и линзы ТЧ и УТЧ вместе с монолитными песчаниками дренировались одной сеткой скважин лишь на 20—30 % (рис. 14). Как показывают детальные геологические построения разрезов пластов БВ₁₀, БВ⁰₈, АВ_2-3, AB_1-2 до 70 % объема зон низкой продуктивности и тонкого чере­дования составляют линзы размером до 500—1000 м, которые при многорядных (пятирядных) блоках и редких сетках скважин не охватываются вытеснением и активным дренированием. На рис. 15 показана зависимость коэффициента охвата вытеснением всех пластов Самотлорского месторождения от системы разработки и плотности сетки скважин. Как видно, при пятирядных системах разработки уплотнение сетки скважин от 49 до 15—17 га/скв на сложно построенных пластах БВ⁰₈, АВ_2-3 увеличивает охват вытеснением на 15—20%, а конечную нефтеотдачу — на 9—14%. Площадные системы в сложно построенных пластах обеспечивают более высокий охват заводнением (вытеснением), а с уплотне­нием сетки скважин увеличение охвата меньше, чем при пяти­рядных системах. Уплотнение же сетки скважин с одновременным переходом от пятирядных на площадные системы позволяет повысить охват вытеснением сильно неоднородных пластов на 20— 25 %, что вполне рентабельно.

 

 

Рис. 14. Характеристика дренирования пластов АВ₁(а, б), АВ_2-3(в, г) и БВ₁₀(д, е) Самотлорского месторождения различного строения — монолитного (а, в, д) и усеченного тонкого чередования (б, г, е) в зависимости от эффективной тол­щины (h_ЭФ).

Пласты: 1 — дренируемые; 2 — недренируемые; n — число случаев с конкретной толщиной; N — общее число случаев.

 

Таким образом, в неоднородно-линзовидных пластах уплотне­ние сетки скважин существенно увеличивает нефтеотдачу (охват), особенно при удачном размещении скважин относительно линз и экранов.

В США, где проблема оптимальной плотности сетки скважин волновала специалистов с 20-х годов, последняя серьезная по­пытка найти зависимость конечной нефтеотдачи пластов от плот­ности сетки скважин была принята в 1967 г. специальной комис­сией по нефтеотдаче пластов, созданной Американским нефтяным институтом.

Комиссией были изучены результаты разработки 312 нефтя­ных месторождений и установлены связи между нефтеотдачей и параметрами пластов и пластовых агентов как для режима исто­щения, так и для водонапорного режима. Однако связь между конечной нефтеотдачей пластов и плотностью сетки скважин ко­миссии определить не удалось [49]. Объяснить это, по-видимому, можно тем, что в США на месторождениях с расчлененными, пре­рывистыми пластами осуществлена очень высокая дифференциа­ция объектов разработки — на каждый обособленный пропласток или пробурена своя сетка скважин, или он раздельно эффективно эксплуатируется добывающими и нагнетательными скважинами с помощью подземной техники. В результате все объекты само­стоятельной разработки обладают минимальной неоднородностью, и для них, как отмечалось, проявляется очень слабая зависимость нефтеотдачи от плотности сетки скважин.

После этого проблема оптимальной плотности сетки скважин в США потеряла остроту. Так, в монографиях крупных американ­ских ученых, посвященных технологии заводнения нефтяных место­рождений [14], проблема влияния плотности сетки скважин на нефтеотдачу пластов не нашла отражения совсем,,а на практике стали применяться редкие сетки скважин, двухстадийное разбури-вание, единые системы разработки для месторождений, заводнение с начальной стадии и другие методы, применяемые в нашей стране уже многие годы.

На самом крупном американском высокопродуктивном место­рождении Прадхо-Бей на Аляске, введенном в разработку в 1977 г. с нефтенасыщенной толщиной пласта более 130 м, мак­симальный проектный уровень добычи нефти (80 млн. т/год) достигнут при бурении всего 250 скважин, расположенных на за­лежи равномерно по сетке 130 га/скв (250 га/скв общей площади залежи). На второй стадии разбуривания сетка скважин будет уплотнена до 64 га/скв (800X800 м²). Искусственное площадное заводнение начато с 1984 г.

Как видно, США понадобилось более 30 лет, чтобы на основе собственного опыта (не без влияния опыта нашей нефтяной промышленности) перейти от весьма плотной сетки скважин на месторождении Ист-Тексас (2 га/скв) до очень редкой сетки скважин на месторождении Прадхо-Бей.

Принцип разбуривания месторождений первоначально по ред­кой сетке скважин обладает тем явным преимуществом, что нефть, неизвлекаемая этой сеткой, не является потерянной, а бу-дает извлечена из пласта вторичной сеткой или третичным мето­дами. Тогда как средства, затраченные на бурение лишних сква­жин, при начальной плотной сетке действительно безвозвратно потеряны.

В работе [17], а затем в [29] аналогично предлагается опре­делять оптимальную плотность сетки скважин по максимальной чистой прибыли. Причем с уплотнением сетки скважин чистая прибыль очень резко снижается, вплоть до нуля, а с разрежением сетки снижается очень медленно. Методов определения оптималь­ных сеток скважин для неоднородных пластов в работах [17, 29] не дано, но из них следует, что в начале разработки опасно пере­уплотнять сетку скважин и вполне допустимо ее сначала разре­жать, а после уточнения строения пластов корректировать и уплотнять.

Представляют интерес некоторые другие обобщенные сведе­ния о сетках скважин и порядке разбуривания нефтяных место­рождений в США.

Если все разрабатываемые на территории США месторожде­ния условно разделить на «старые» и «молодые», то плотность сетки на «старых» месторождениях (из которых извлечено более 50% начальных извлекаемых запасов) в среднем составляет около 6 га/скв, на «молодых» (из которых извлечено менее 50 % начальных извлекаемых запасов)—порядка 16—18 га/скв. Ха­рактерно также, что большинство крупных месторождений, от­крытых и разрабатываемых давно, разбурены, как правило, наи­более плотными сетками скважин.

Современное состояние с разбуриванием нефтяных месторож­дений США примерно таково: около 50 % всех месторождений разрабатываются при сетке менее 16 га/скв; 37 % — при сетке 16—26 га/скв и 13 % месторождений разрабатываются при сетке более 26 га/скв. Добывающие скважины на нефтяных месторож­дениях США размещены в среднем по сетке в 4—5 раз более плотной, чем на месторождениях Урало-Поволжья.

В последние два десятилетия в США наблюдается явная тен­денция к разрежению сетки скважин. Средняя плотность сетки скважин на месторождениях США, введенных в эксплуатацию в 1950—1957 гг., составляла 15 га/скв; на месторождениях, вво­дившихся в разработку с конца 50-х годов, стали применять бо­лее редкие сетки — 30—35 га/скв, а в отдельных случаях и 60— 70 га/скв. Так, например, в 1962 г. 40 % новых месторождений было разбурено по сетке 16 га/скв, 45%—по сетке 32 га/скв, некоторые месторождения разбурены по сетке 64 га/скв.

Во многих североамериканских штатах с середины 60-х годов установлена минимальная плотность сетки скважин новых нефтя­ных месторождений — 16 га/скв, а максимальная — 64 га/скв.

Большинство нефтяных месторождений США разбуривается правильной геометрической сетке и в короткие сроки вводится эксплуатацию. В отличие от практики, сложившейся в СССР, азбуривание нефтяных месторождений в США в прошлом при лотных сетках осуществлялось одностадийно, т. е. месторождение азу же разбуривалось по принятой сетке. Скважины, оказав­шиеся на непродуктивных участках, ликвидируются или перево­дятся на другие объекты. При редких первоначальных сетках сква­жин, как это видно на примере месторождения Прадхо-Бей, про­водится их уплотнение, осуществляется двухстадийное разбури-вание.

Таким образом, можно считать в принципе вполне обоснован­ной и эффективной принятую в нашей стране практику примене­ния двухстадийного разбуривания первоначально редких сеток скважин и последующего их избирательного уплотнения с целью повышения охвата неоднородных пластов заводнением, увеличе­ния конечной нефтеотдачи и стабилизации добычи нефти.