Классификация и характеристика систем разработки

Данное ранее определение системы разработки нефтяного месторождения - общее, охватывающее весь ком­плекс инженерных решений, обеспечивающих ее построение для эффективного извлечения полезных ископаемых из недр. Для характеристики различных систем разработки месторожде­ний в соответствии с этим определением системы необходимо использовать большое число параметров. Однако на практике системы разработки нефтяных месторождений различают по двум наиболее характерным признакам:

наличию или отсутствию воздействия на пласт с целью из­влечения нефти из недр;

расположению скважин на месторождении.

По этим признакам классифицируют системы разработки нефтяных месторождений.

Можно указать четыре основных параметра, которыми харак­теризуют ту или иную систему разработки.

1. Параметр плотности сетки скважин S_c, равный площади нефтеносности, приходящейся на одну скважину, независимо от того, является скважина добывающей или нагнетательной. Если площадь нефтеносности месторождения равна S, а число сква­жин на месторождении n, то

S_c = S / n. (10.1)

Размерность [ S_c ] = м²/скв. В ряде случаев используют пара­метр S_сд, равный площади нефтеносности, приходящейся на одну добывающую скважину.

2. Параметр А.П. Крылова N_kp, равный отношению извлекае­мых запасов нефти N к общему числу скважин на месторожде­нии:

N_kp = N / n (10.2)

Размерность параметра [N _kp] =тонн / скв.

3. Параметр ω, равный отношению числа нагнетательных скважин n_н к числу добывающих скважин n_д:

ω= n_н / n_д (10.3)

Параметр ω безразмерный.

4.Параметр ω_р, равный отношению числа резервных сква­жин, бурящихся дополнительно к основному фонду скважин на месторождении, к общему числу скважин. Резервные скважины бурят с целью вовлечения в разработку частей пласта, не охва­ченных разработкой в результате выявившихся в процессе экс­плуатационного его разбуривания не известных ранее особенно­стей геологического строения этого пласта, а также физических свойств нефти и содержащих ее пород (литологической неодно­родности, - тектонических нарушений, неньютоновских свойств нефти и т.д.). Если число скважин основного фонда на место­рождении составляет n, а число резервных скважин n_р, то

ω_p= n_p / n (10.4)

Параметр ω_p безразмерный.

Имеется еще ряд параметров, характеризующих системы разработки нефтяных месторождений с точки зрения геометрии расположения скважин, таких, как расстояния между рядами

Рис. 36 Расположение скважин по четы­рех- (а) и трехточечной (б) сеткам:

1. - условный контур нефтеносности; 2 - добывающие скважины

Рис. 37 Расположение скважин с учетом водо- и газонефтяного разделов:

1 - внешний контур нефтеносности; 2 - внутренний контур нефтеносности;

3 - добывающие скважины;. 4 - внеш­ний контур газоносности; 5 - внутрен­ний контур газоносности

скважин, между скважинами в рядах и т.д. Об этих параметрах будет сказано ниже.

Применяют следующую классификацию систем разработки нефтяных месторождений по двум указанным выше признакам.

1. Системы разработки при отсутствии воздействия на плас­ты. Если предполагается, что нефтяное месторождение будет разрабатываться в основной период при режиме растворенного газа, для которого характерно незначительное перемещение водонефтяного раздела, т.е. при слабой активности законтурных вод, то применяют равномерное, геометрически правильное рас­положение скважин по четырех- (рис. 36, а) или трехточечной (рис. 36, б), сетке. В тех же случаях, когда предполагается определенное перемещение водонефтяного и газонефтяного разде­лов, скважины располагают с учетом положения этих разделов

(рис. 37).

Параметр плотности сетки скважин S_c, может изменяться в очень широких пределах для систем разработки без воздейст­вия на пласт. Так, при разработке месторождений высоковязких нефтей (вязкостью в несколько тысяч 10^-3 Па • с) он может со­ставлять 1-2 • 10⁴ м² / скв. Нефтяные месторождения с низко­проницаемыми коллекторами (сотые доли мкм²) разрабатывают при S_c = 10 ÷ 20 • 10⁴ м²/скв. Конечно, разработка как место­рождений высоковязких нефтей, так и месторождений с низко­проницаемыми коллекторами при указанных значениях S_c может быть экономически целесообразной при значительных толщинах пластов, т.е. при высоких значениях параметра А.П. Крылова или при небольших глубинах залегания разраба­тываемых пластов, т.е. при небольшой стоимости скважин. Для разработки обычных коллекторов

S_c= 25 ÷ 64 • 10⁴ м² / скв.

При разработке месторождений с высокопродуктивными трещиноватыми коллекторами S_c может быть равен

70 -100 • 10⁴ м² / скв. и более.

Параметр N_кр также изменяется в довольно широких преде­лах. В некоторых случаях он может быть равен одному или не­скольким десяткам тысяч тонн нефти на скважину, в других -доходить до миллиона тонн нефти на скважину. Для равномер­ной сетки скважин средние расстояния l между скважинами (см. рис. 36) вычисляют по следующей формуле:

l =S_c^1/2, где l - в м, а S_c - в м² / скв. (10.5)

Формулу (8.5) можно использовать для вычисления средних условных расстояний между скважинами при любых схемах их расположения.

Для систем разработки нефтяных месторождений без воздей­ствия на пласт параметр со, естественно, равен нулю, а пара­метр ω может составлять 0,1 - 0,2, хотя резервные скважины в основном предусматривают для систем с воздействием на неф­тяные пласты.

Системы разработки нефтяных месторождений без воздейст­вия на пласты применяют редко, в основном в случае длительно эксплуатируемых сильноистощенных месторождений, разработ­ка которых началась задолго до широкого развития методов за­воднения (до 50-х гг.); при разработке сравнительно небольших по размерам месторождений с активной законтурной водой, мес­торождений, содержащих сверхвязкие неглубоко залегающие нефти, или месторождений, сложенных низкопроницаемыми глинистыми коллекторами. В США разработка месторождений без воздействия на нефтяные пласты продолжает осуществлять­ся в больших, чем в России, масштабах, особенно в случаях пластов с трещинными коллекторами при высоком напоре за­контурных вод.

2. Системы разработки с воздействием на пласты.

2.1. Системы с законтурным воздействием (заводнением). На рис. 38 в плане и в разрезе показано расположение добывающих показано расположение добывающих и нагнетательных скважин при разработке нефтяного месторождения с применением законтурного заводнения. Здесь два ряда добыва­ющих скважин пробу­рены вдоль внутренне­го контура нефтеносно­сти. Кроме того, имеет­ся один центральный ряд добывающих сква­жин. Помимо параметра S_c для характеристики систем с законтурным заводнением мож­но использовать дополнительные параметры, такие, как рассто­яние между контуром нефтеносности и первым рядом добываю­щих скважин l _{0 1}, первым и вторым рядом добывающих скважин l _{1 2} и т.д., а также расстояния между добывающими скважинами 2σ_c.

Рис.38 Расположение сква­жин при законтурном заводне­нии:

1 - нагнетательные скважи­ны; 2 - добывающие скважи­ны; 3 ~~ нефтяной пласт; 4 ~ внешний контур нефтеносно­сти; 5 - внутренний контур нефтеносности

Помимо параметра S_c для характеристики систем с законтурным заводнением мож­но использовать дополнительные параметры, такие, как рассто­яние между контуром нефтеносности и первым рядом добываю­щих скважин l _{0 1}, первым и вторым рядом добывающих скважин l _{1 2} и т.д., а также расстояния между добывающими скважинами 2σ_c. Нагнетательные скважины расположены за внешним конту­ром нефтеносности. Размещение трех рядов добывающих сква­жин (см. рис. 38) характерно для сравнительно небольших по ширине месторождений. Так, при расстояниях между рядами, а также между ближайшим к контуру нефтеносности рядом и самим контуром нефтеносности, равных 500--600 м, ширина месторождения b составляет 2-2,5 км. При большей ширине месторождения на его нефтеносной площади можно располо­жить пять рядов добывающих скважин. Однако дальнейшее увеличение числа рядов скважин, как показали теория и опыт разработки нефтяных месторождений, нецелесообразно. При числе рядов добывающих скважин больше пяти центральная часть месторождения слабо подвергается воздействию закон­турным заводнением, пластовое давление здесь падает, и эта часть разрабатывается при режиме растворенного газа, а затем после образования ранее не существовавшей (вторичной) газовой шапки - при газонапорном. Естественно, законтурное за­воднение в данном случае окажется малоэффективным воздейст­вием на пласт.

Системы разработки нефтяного месторождения с применени­ем законтурного заводнения, как и все системы с воздействием на пласт, отличаются от систем без воздействия на пласт, как правило, большими значениями параметров S_c, и N_кр, т.е. более редкими сетками скважин. Эта особенность при воздействии на пласт связана, во-первых, с получением болящих дебитов сква­жин, чем при разработке без воздействия на пласт, что позво­ляет обеспечить высокий уровень добычи нефти из месторожде­ния в целом меньшим числом скважин. Во-вторых, она объясня­ется возможностью достижения при воздействии на пласт боль­шей нефтеотдачи и, следовательно, возможностью установления больших значений извлекаемых запасов нефти, приходяшихся на одну скважину.

Параметр ω для систем с законтурным заводнением колеб­лется в широких пределах от 1 до 1/5 и менее.

Параметр ω для всех систем разработки нефтяных место­рождений с воздействием на пласт колеблется примерно в пределах 0,1- 0,3.

2.2. Системы с внутриконтурным воздействием, получившие в нашей стране наибольшее развитие при разработке нефтяных месторождений, используют не только при воздействии на пласт путем заводнения, но и при других технологиях разра­ботки, применяемых с целью повышения нефтеотдачи пластов.

Подразделяются эти системы на рядные и площадные сис­темы.

2.2.1. Рядные системы разработки. Разновидность их - бло­ковые системы. При этих системах на месторождениях, обычно в направлении, поперечном их простиранию, располагают ряды добывающих и нагнетательных скважин. Практически применя­ют одно-, трех- и пятирядную схемы расположения скважин, представляющие собой соответственно чередование одного ряда добывающих скважин и ряда нагнетательных скважин, трех ря­дов добывающих и одного ряда нагнетательных скважин, пяти рядов добывающих и одного ряда нагнетательных скважин. Более пяти рядов добывающих скважин обычно не применяют по той же причине, что и при законтурном заводнении, так как в этом случае в центральной части полосы нефтеносной площа­ди, заключенной между рядами нагнетательных скважин, воздействие на пласт заводнением ощущаться практически не будет, в результате чего произойдет падение

пластового давле­ния с соответствующими последствиями.

Рис 39 Схема расположения скважин при однорядной системе разработки:

1 - контур нефтеносности; 2 - нагнетательная скважина; 5 - добывающая сква­жина; 4 ~ элемент однорядной системы разработки

Число рядов в рядных системах нечетное вследствие необ­ходимости проводки центрального ряда скважин, к которому предполагается стягивать водонефтяной раздел при его переме­щении в процессе разработки пласта. Поэтому центральный ряд скважин в этих системах часто называют стягивающим рядом.Однорядная система разработки. Расположение сква­жин при такой системе показано на рис. 39. Рядные системы разработки необходимо характеризовать уже некоторыми иными параметрами (помимо указанных четырех основных). Так, поми­мо расстояния между нагнетательными скважинами 2σ_н и рас­стояния между добывающими скважинами 2σ_с следует учитывать ширину блока или полосы L_n (см. рис. 8.5).

Параметр плотности сетки скважин S_c и парметр N_кр для одно-, трех- и пятирядной систем могут принимать примерно та­кие же или большие значения, что и для систем с законтурным заводнением. О значении параметра ω_р уже было сказано. Параметр ω для рядных систем более четко выражен, чем для системы с законтурным заводнением. Однако он может коле­баться в некоторых пределах. Так, например, для рассматривае­мой однорядной системы ω ≈ 1. Это значит, что число нагнета­тельных скважин примерно (но не точно!) равно числу добыва­ющих, поскольку число этих скважин в рядах и расстояния 2σ_н и 2σ_с могут быть различными. Ширина полосы при использова­нии заводнения может составлять 1-1,5 км, а при использова­нии методов повышения нефтеотдачи - меньшие значения.

Поскольку в однорядной системе число добывающих скважин примерно равно числу нагнетательных, то эта система очень интенсивная. При жестком водонапорном режиме дебаты жид­кости добывающих скважин равны расходам закачиваемого аген­та в нагнетательные скважины. Эту систему используют при разработке низкопроницаемых, сильнонеоднородных пластов с целью обеспечения более высокого темпа разрйботки и охвата пластов воздействием, а также при проведении опытных работ на месторождениях по испытанию технологии методов повыше­ния нефтеотдачи пластов, поскольку она обеспечивает возмож­ность быстрого получения тех или иных результатов. Вследст­вие того, что по однорядной системе, как и по всем рядным сис­темам, допускается различное число нагнетательных и добываю­щих скважин в рядах, можно нагнетательные скважины исполь­зовать для воздействия на различные пропластки с целью повышения охвата неоднородного пласта разработкой.

Во всех системах с геометрически упорядоченным располо­жением скважин можно выделить элементарную часть (эле­мент), характерную для данной системы в целом. Складывая элементы, получают всю систему разработки месторождения.

В неоднородных пластах свойства пород-коллекторов и запа­сы нефти в элементах могут быть различными, что необходимо учитывать при проектировании разработки пластов. В рядных системах число скважин в нагнетательных и добывающих рядах также может быть различным. Поэтому расположение скважин в таких системах будет только условно геометрически упорядо­ченным. Тем не менее, хотя бы условно, можно выделять и эле­менты.

Рис. 40. Элемент однорядной системы разработки: 1 - элемент; 2 - "четверть" добывающей скважины;

3 -"четверть" нагнетательной скважины

Рис.41. Расположение скважин при трехрядной системе разработки:

1-условный контур нефтеносности; 2-добыващие скважины;

3-нагнетательные скважины; 4-элемент трехрядной системы

Элемент однорядной системы разработки показан на рис. 42. При этом шахматному расположению скважин (см. рис. 43) соответствуют нагнетательная скважина 2 и добывающая сква­жина 3.

Не только в однорядной, но и в многорядных системах разра­ботки может применяться как шахматное, так и линейное распо­ложение скважин.

Трех- и пятирядная системы.

Для трех- и пятирядной систем разработки имеет значение не только ширина полосы L_п, но и расстояния между нагнета­тельными и первым рядом добывающих скважин l _{0 1}, между пер­вым и вторым рядом добывающих скважин 1, 2 (рис. 43), между вторым и третьим рядом добывающих скважин для пятирядной системы l _{2 3} (рис.44).

Рис. 44

Расположение скважин при трехрядной системе разработки:

Ширина полосы L_п зависит от числа рядов добывающих скважин и расстояния между ними. Если, напри­мер, для пятирядной системы l _{0 1}, = l _{1 2} = l _{2 3} = 700 м, то L_n= 4,2 км.

Для трехрядной системы ω ≈ 1/3, а для пятирядной ω = 1/5. При значительной приемистости нагнетательных сква­жин по трех- и пятирядной системам число их вполне обеспе­чивает высокие дебиты жидкости добывающих скважин и высо­кий темп разработки месторождения в целом. Конечно, трехряд­ная система более интенсивная, нежели пятирядная, и обеспечивает определенную возможность повышения охвата пласта воздействием через нагнетательные скважины путем раздельной закачки воды или других веществ в отдельные пропластки.

В то же время при пятирядной системе имеются большие, по сравне­нию с трехрядной, возможности для регулирования процесса разработки пласта путем перераспределения отборов жидкости из отдельных добывающих скважин.

2.2.2. Системы с площадным расположением скважин. Рас­смотрим наиболее часто используемые на практике системы разработки нефтяных месторождений с площадным расположе­нием скважин: пяти-, семи- и девятиточечную.

Пятиточечная система (рис.8.10). Элемент системы представляет собой квадрат, в углах которого находятся добыва­ющие скважины, а в центре - нагнетательная. Для этой систе­мы отношение нагнетательных и добывающих скважин состав­ляет 1: 1, ω = 1.

Рис. 45 Расположение скважин при пятиточечной системе разработки;

1 - условный контур неф­теносности; 2, 3 - скважи­ны соответственно нагне­тательные и добывающие

Рис.46. Расположение скважин при Рис 47. Расположение скважин при
семиточечной системе разработки: девятиточечной системе разработки:.

1-3 - см. рис. 10 1-3 - см. рис. 10

Семиточечная система (рис.46). Элемент системы представляет собой шестиугольник с добывающими скважинами в вершине и нагнетательной в центре. Добывающие скважины расположены в углах шестиугольника, а нагнетательная - в центре. Параметр со = 1/2, т.е. на одну нагнетательную сква­жину приходятся две добывающие.

Девятиточечная система (рис. 47). Соотношение на­гнетательных и добывающих скважин составляет 1: 3, так что ω = 1/3.

Самая интенсивная из рассмотренных систем с площадным расположением скважин пятиточечная, наименее интенсивная девятиточечная. Считается, что все площадные системы "жест­кие", поскольку при этом не допускается без нарушения геомет­рической упорядоченности расположения скважин и потоков движущихся в пласте веществ использование других нагнета­тельных скважин для вытеснения нефти из данного элемента, если нагнетательную скважину, принадлежащую данному эле­менту, нельзя эксплуатировать по тем или иным причинам. В самом деле, если, например, в блочных системах разработки (особенно в трех- и пятирядной) не может эксплуатироваться какая-либо нагнетательная скважина, то ее может заменить со­седняя в ряду. Если же вышла из строя или не принимает зака­чиваемый в пласт агент нагнетательная скважина одного из эле­ментов системы с площадным расположением скважин, то необ­ходимо либо бурить в некоторой точке элемента другую такую скважину (очаг), либо осуществлять процесс вытеснения нефти из пласта за счет более интенсивной закачки рабочего агента в нагнетательные скважины соседних элементов. В этом случае упорядоченность потоков в элементах сильно нарушается.

В то же время при использовании системы с площадным расположением скважин по сравнению с рядной получают важ­ное преимущество, состоящее в возможности более рассредото­ченного воздействия на пласт. Это особенно существенно в про­цессе разработки сильнонеоднородных по площади пластов. При использовании рядных систем для разработки сильнонеоднородных пластов нагнетание воды или других агентов в пласт сосредоточено в отдельных рядах. В случае же систем с пло­щадным расположением скважин нагнетательные скважины бо­лее рассредоточены по площади, что дает возможность подверг­нуть отдельные участки пласта большему воздействию. В то же время, как уже отмечалось, рядные системы вследствие их боль­шей гибкости по сравнению с системами с площадным располо­жением скважин имеют преимущество в повышении охвата пла­ста воздействием по вертикали. Таким образом, рядные системы предпочтительны при разработке сильнонеоднородных по вер­тикальному разрезу пластов.

Рис 48. Элемент шпиточечной систе­мы, превращаемый в элемент девяти­точечной системы разработки:

1 - "четверти" основных добывающих скважин пятиточечного элемента; 2 -целики нефти; 3 - дополнительно пробуренные добывающие скважины; 4 - обводнение области элемента; 5 -нагнетательная скважина

Рис.49 Схема расположения скважин для разработки пласта с изменением направления вытеснения нефти:

1 - нагнетательные скважины; 2 -добывающие скважины

В поздней стадии разработки пласт оказывается в значитель­ной своей части занятым вытесняющим нефть веществом (на­пример, водой). Однако вода, продвигаясь от нагнетательных скважин к добывающим, оставляет в пласте некоторые зоны с высокой нефтенасыщенностью, близкой к первоначальной нефтенасыщенности пласта, т.е. так называемые целики нефти. На рис. 48 показаны целики нефти в элементе пятиточёчной систе­мы разработки. Для извлечения из них нефти в принципе мож­но пробурить скважины из числа резервных, в результате чего получают девятиточечную систему.

Для регулирования разработки нефтяных месторождений ис­пользуют очаговое и избирательное заводнения с частичным из­менением ранее-существовавшей системы разработки.

В особых случаях для разработки пластов, например, с заранее запланированным изменением направления вытеснения, мо­гут использоваться специальные схемы расположения скважин. Одна из таких схем показана на рис. 49, где направление вы­теснения можно менять на 90°, выключая и включая, соответст­венно, ряды нагнетательных скважин.

При использовании наклонно направленных скважин, осо­бенно при разработке месторождений морского шельфа, наклон­ные стволы должны, по возможности, вскрывать всю разрабаты­ваемую толщу пласта. Скважины бурят с одной или нескольких морских платформ. Для того чтобы "покрыть" всю площадь мес­торождения скважинами, их стволы делают сильно искривлен­ными (рис.50). Схему расположения наклонных скважин, про­буренных с морской платформы (рис.50, а), можно считать "рядной". Элемент такой схемы представлен на рис. 50, б.

3. Скважинно-трещинные системы разработки. Использова­ние скважин с горизонтальными стволами при разработке силь­нослоистых пластов, особенно таких, где отдельные проницае­мые прослои отделены друг от друга непроницаемыми перемыч­ками, может привести к значительному снижению нефтеотдачи ввиду того, что горизонтальными слоями вскрываются в лучшем случае лишь отдельные прослои пласта, а из остальных нефтенасыщенных слоев нефть не извлекается.

Одним из выходов из этой трудности является применение таких наклонно направленных скважин, стволы которых, буду­чи не вполне горизонтальными, вскрывают все прослои пласта. Однако эффективность таких скважин по сравнению с обычны­ми вертикальными скважинами невелика, так как площади дре­нирования ими отдельных прослоев останутся небольшими.

Преодолеть описанную выше трудность позволяет массовое проведение на месторождении гидравлического разрыва пласта

Рис 51. Схема расположения скважин, буримых и эксплуатируемых с морской платформы:

1 - морская платформа; 2 - уровень моря; 3 - морское дно; 4 - стволы сква­жин; 5 - перфорированные части стволов скважин, вскрывших пласт; 6 -пласт

(ГРП) как в вертикальных, так и в наклонно направленных скважинах. В этом случае на месторождении будет создана осо­бая система разработки, которую можно назвать скважинно-тре-щинной системой разработки.

ГРП - это специальная технологическая операция по воздей­ствию, в первую очередь, на прилегающую к стволу скважины зону пласта ("призабойную зону"), при осуществлении которой в скважине, в пределах продуктивного пласта, создается высо­кое давление путем закачки в пласт загущенной жидкости. Под действием высокого давления в породах пласта образуются тре­щины. В большинстве случаев при этом создаются - Трещины, рассекающие пласт в вертикальном направлении ("вертикаль­ные трещины"), имеющие значительную протяженность (поряд­ка 100 м и более) в горизонтальной плоскости. В процессе гид­равлического разрыва пласта обычно получает наибольшее рас­пространение одна вертикальная трещина, развивающаяся в две стороны от скважины.

Ориентация такой трещины в горизонтальной плоскости зависит от направления главных компонент естественного напряжения в горных породах пласта. Эти направления обычно сохраняются (остаются неизменными во времени) на значи­тельных площадях в пределах месторождений.

Рис 52. Схема расположения наклонных стволов скважин, вскрывающих разра­батываемый пласт:

а - вид в плане; б - элемент пласта в пространстве; 1 - контур нефтеноснос­ти; 2, 4 -.наклонные стволы добывающих скважин;; 3 - наклонные стволы нагнетательных скважин; 5 - элемент однорядной системы разработки пласта

4 5 4

Рис 53. Схемы обычной однорядной (а) и скважинно-трещшшой (б) систем рас­положения скважин:

1 - добывающие скважины; 2 - оставшаяся в пласте нефть; 3 - обводненная об­ласть пласта; 4 - нагнетательные скважины; 5 - вертикальные трещины