Системы разработки месторождений

Системы разработки залежей классифицируют в зависимости от размещения скважин и вида энергии, ис­пользуемой для перемещения нефти.

Размещение скважин. Под размещением скважин понимают сетку размещения и расстояния между сква­жинами (плотность сетки), темп и порядок ввода скважин в работу. Системы разработки подразделяют на сле­дующие: с размещением скважин по равномерной сетке и с размещением скважин по неравномерной сетке (пре­имущественно рядами).

Системы разработки с размещением скважин по равномерной сетке различают: по форме сетки; по плотности сетки; по темпу ввода скважин в работу; по порядку ввода скважин в работу относительно друг друга и структурных элементов залежи. Сетки по форме бывают квадратными и треугольными (шестиугольными). При треугольной сетке на площади размещается скважин больше на 15,5 %, чем при квадратной в случае одинаковых расстояний между скважинами.

Под плотностью сетки скважин подразумевают отношение площади нефтеносности к числу добываю­щих скважин. Вместе с тем это понятие очень сложное. Исследователи часто вкладывают разное содержание в по­нятие плотности сетки скважин: принимают только площадь разбуренной части залежи; число скважин ограничи­вают по разным величинам суммарной добычи нефти из них; включают или не включают нагнетательные скважи­ны в расчет; в процессе разработки месторождения число скважин значительно изменяется, площадь нефтеносно­сти при напорных режимах уменьшается, это по-разному учитывают и т. д. Иногда различают малую, среднюю и большую степени уплотнения скважин. Эти понятия весьма условны и различны для разных нефтепромысловых 35

районов и периодов развития нефтяной промышленности. Проблема оптимальной плотности сетки скважин, обес­печивающей наиболее эффективную разработку месторождений , была самой острой на всех этапах развития неф­тяной промышленности. Раньше плотность сетки скважин изменялась от 10⁴ м^скв (расстояние между скважинами 100 м) до (4-9)-10⁴ м^скв, а с конца 40-х - начала 50-х годов перешли к сеткам скважин с плотностью (ЗО-бО)-Ю м /скв. Исходя из теории интерференции и упрощенной схематизации процесса вытеснения нефти водой из одно­родного пласта, считалось, что при разработке нефтяных месторождений при водонапорном режиме число сква­жин существенно не влияет на нефтеотдачу.

Практикой разработки и дальнейшими исследованиями установлено, что в реальных неоднородных пла­стах плотность сетки скважин оказывает существенное влияние на нефтеотдачу. Это влияние тем больше, чем бо­лее неоднородны и прерывисты продуктивные пласты, хуже литолого-физические свойства коллекторов, выше вязкость нефти в пластовых условиях, больше нефти первоначально заключено в водонефтяных и подгазовых зо­нах. Уплотнение сетки скважин в неоднородно-линзовидных пластах существенно увеличивает нефтеотдачу (ох­ват разработкой), особенно при удачном размещении скважин относительно различных линз и экранов. Наиболь­шее влияние оказывает плотность сетки в диапазоне плотностей сетки более (25—30) Ю^/скв. В диапазоне плот­ностей сетки менее (25— 30) iow/ckb влияние хотя и отмечается, однако оно не столь существенное, как при бо­лее редких сетках. В каждом конкретном случае выбор плотности сетки должен определяться с учетом конкретных условий.

Сейчас применяют двухстадийное разбуривание первоначально редких сеток скважин и последующее из­бирательное уплотнение их с целью повышения охвата неоднородных пластов заводнением, увеличения конечной нефтеотдачи и стабилизации добычи нефти. В первую стадию бурят так называемый основной фонд добывающих и нагнетательных скважин при малой плотности сетки. По данным бурения и исследования скважин основного фонда уточняется геологическое строение неоднородного объекта, в результате чего возможны изменения плотно­сти сетки скважин, которые разбуривают во вторую стадию и называют резервными. Резервные скважины преду­сматриваются с целью вовлечения в разработку отдельных линз, зон выклинивания и застойных зон, которые не вовлекаются в разработку скважинами основного фонда в пределах контура их размещения. Число резервных скважин обосновывается с учетом характера и неоднородности пластов (их прерывистости), плотности сетки скважин, соотношения вязкости нефти и воды и т. д. Число резервных скважин может составлять до 30 % ос­новного фонда скважин Их место размещения следует планировать в более ранние сроки разработки. Отметим, что для замены фактически ликвидированных скважин из-за старения (физического износа) или по техническим при­чинам (в результате аварий при эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин) требуется обосновывать также число скважин-дублеров, которое может достигать 10—20 % фонда.

По темпу ввода скважин в работу можно выделить одновременную (еще называют «сплошная») и замед­ленную систему разработки залежей. В первом случае темп ввода скважин в работу быстрый — все скважины вводят в работу почти одновременно в течение первых одного — трех лет разработки объекта. При большом сроке ввода систему называют замедленной, которую по порядку ввода скважин в работу различают на системы сгу­щающуюся и ползучую. Сгущающуюся систему целесообразно применять на объектах со сложным геологическим строением. Она соответствует принципу двухстадийного разбуривания. Ползучую систему, ориентированную по отношению к структуре пласта, подразделяют на системы: а) вниз по падению; б) вверх по восстанию; в) по про­стиранию. В практике разработки крупных отечественных месторождений ползучая и сгущающаяся системы раз­работки комплексно сочетаю Только трудные природные (топи, болота) и геологические условия определили при­менение ползучей системы на Самотлорском месторождении.

Системы разработки с размещением скважин по равномерной сетке считают целесообразными при режи­мах работы пласта с неподвижными контурами (режим растворенного газа, гравитационный режим), т. е. при рав­номерном распределении по площади пластовой энергии.

Системы разработки с размещением скважин по неравномерной сетке аналогично различают: по плот­ности сетки; по темпу ввода скважин в работу (ввода рядов скважин — работают один ряд, два, три); по порядку ввода скважин в работу. Дополнительно их разделяют: по форме рядов — с незамкнутыми рядами и с замкнуты­ми (кольцевыми) рядами; по взаимному расположению рядов и скважин — с выдержанными расстояниями между рядами и между скважинами в рядах и с уплотнением центральной части площади.

Такие системы широко использовали при режимах работы пласта с подвижными контурами (водо-, газо­напорный, напорно-гравитационный и смешанный режимы). При этом скважины размещали рядами, параллель­ными первоначальному контуру нефтеносности. При современном проектировании первоначальная расстановка скважин почти всегда равномерная.

Вид используемой энергии. В зависимости от вида энергии, используемой для перемещения нефти, разли­чают: системы разработки нефтяных залежей при естественных режимах, когда используется только естественная пластовая энергия (без ППД); системы с поддержанием пластового давления, когда применяют методы регулиро­вания баланса пластовой энергии путем искусственного ее пополнения.

По методам регулирования баланса пластовой энергии выделяют: системы разработки с искусственным заводнением пластов; системы разработки с закачкой газа в пласт.

Системы разработки с искусственным заводнением пластов могут осуществляться по следующим основ­ным вариантам: законтурное, приконтурное, внутриконтурное, барьерное, блоковое, сводовое, очаговое, площад­ное заводнение.

Системы разработки с закачкой газа в пласт могут применяться по двум основным вариантам: закачка газа в повышенные части залежи (в газовую шапку), площадная закачка газа.