книги / Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки

4) перпендикулярно к линиям замещения проницаемых продуктивных по­

род непроницаемыми породами (перпендикулярно к линиям выклинивания) — вблизи от этих линий;

5) таким образом, чтобы выделяемые площади и участки имели бы форму

и размеры, обеспечивающие их разработку в сроки, не превышающие максималь­ но допустимые;

6) с учетом поверхностных сооружений и главным образом местоположения населенных пунктов (в районе населенных пунктов следует размещать только нагнетательные скважины, а добывающие — за пределами населенных пунктов).

Во втором случае залежь также «разрезается» или «надрезается» рядами на­ гнетательных скважин с учетом изложенных соображений, но число возможных вариантов расположения нагнетательных рядов при этом сильно ограничивается естественными границами залежи, границами перехода фаций и т. п.

После определения местоположения рядов нагнетательных скважин следует, как и в случае законтурного заводнения, приступить к выбору расчетных ва­ риантов.

Давление нагнетания определяют как и при законтурном заводнении. Но, поскольку утечки воды в этом случае значительно меньше, то повышение давле­ ния нагнетания бывает гораздо более выгодно, чем при законтурном заводнении.

П л о щ а д н о е з а в о д н е н и е . При площадном воздействии на пласт путем закачки воды расчетные варианты могут различаться:

1)схемой взаимного расположения добывающих и нагнетательных сква­ жин — характером сетки скважин;

2)расстоянием между скважинами — масштабом или плотностью сетки скважин;

3)режимом эксплуатации добывающих скважин;

4)режимом эксплуатации нагнетательных скважин.

Однако в большинстве случаев нет необходимости по каждому из этих по­ казателей рассматривать несколько вариантов. Особенно это относится к пер­ вому и последнему из них.

Схему расположения скважин — систему площадного воздействия на пласт — в большинстве случаев можно выбрать без проведения гидродинамических рас­ четов и экономического анализа различных вариантов на основании общих соо­ бражений и в зависимости от соотношения вязкостей. Так, для применения пло­ щадного заводнения с начала разработки при часто встречающихся соотношениях вязкостей (когда вязкость нефти в несколько раз превышает вязкость воды) можно рекомендовать четырехскважинную (обращенную семиточечную) систему, при которой добывающие скважины размещены в вершинах правильных шести­ угольников, а нагнетательные в их центрах. На одну нагнетательную скважину при этой схеме их размещения приходится две добывающих, что позволяет полу­ чить максимальный, по сравнению с другими возможными системами удельный дебит жидкости — дебит на одну скважино-единицу (добывающую и нагнетатель­ ную) и каждую единицу перепада давления между добывающими и нагнетатель­ ными скважинами при соотношении вязкостей нефти и воды от 2,5 до 5—6. (При оценке эффективности систем надо учитывать, что фазовая проницаемость для воды при закачке ее в нефтенасыщенный пласт снижается примерно в 2 раза). Кроме того, при этой системе группа добывающих скважин, окружающих каж­ дую нагнетательную, расположена наиболее равномерно (шестиугольник наиболее близок к кругу), что обеспечивает наилучший охват пласта процессом вытеснения нефти водой. В конечную стадию разработки для улучшения условий вытеснения нефти из промежутков между добывающими скважинами может оказаться целе­ сообразным перевести, например, половину этих скважин в разряд нагнетатель­ ных, осуществив некоторую инверсию системы разработки.

При соотношении вязкостей нефти и воды около двух или несколько меньше максимальный удельный дебит можно получить при пятиточечной системе. Поэтому ей следует отдать предпочтение, хотя необходимо учитывать, что охват пласта процессом вытеснения по площади по этой системе меньше, чем при че­

тырехточечной или семиточечной.

Если вязкости нефти и воды равны, максимальный удельный дебит получают при семиточечной системе с соотношением нагнетательных и добывающих сква-

121

жин 2 1. Такой системе следует отдать предпочтение, когда вязкость нефти мень­ ше вязкости воды.

При соотношении вязкостей нефти и воды, равном 10 и выше, больший удель­ ный дебит может быть достигнут при применении систем заводнения с большим числом добывающих скважин, приходящихся на каждую нагнетательную. При­ мер таких систем: обращенная девятиточечная система с расположением скважин по квадратной сетке и с соотношением нагнетательных и добывающих скважин 1 3, двухрядная система, построенная на базе треугольной сетки, в которой каждая нагнетательная скважина окружена двумя шестиугольниками — малым и большим — с добывающими скважинами, расположенными в их вершинах. Отношение нагнетательных и добывающих скважин 1 8.

Однако наряду с дебитами систем надо учитывать и их способность охватить пласт наиболее полным воздействием, что в случае прерывистого пласта требует большего числа нагнетательных скважин, т. е. для каждого конкретного случая следует сначала проанализировать возможные системы расположения скважин с точки зрения достижения наиболее полного охвата пласта процессом вытесне­ ния и с точки зрения получения максимального удельного дебита нефти.

Выбрав схему размещения скважин, можно приступить к определению расчетных вариантов. Обычно целесообразно принимать от трех до пяти вариан­ тов — по плотности сетки скважины и по расстояниям между ними, от одного до трех вариантов — по режиму эксплуатации добывающих скважин. Режим эксплуатации нагнетательных скважин устанавливается путем задания в них давления на забое или на устье, которое в свою очередь определяется типом насосов.

Тип насосов во многих случаях определяют путем логического анализа. Если же это невозможно, то для технико-экономического анализа одного из ва­ риантов разработки (лучше наиболее предпочтительного) с определенной плот­ ностью сетки скважин и определенным режимом эксплуатации добывающих сква­ жин нужно рассмотреть возможные варианты при различном давлении в нагне­ тательных скважинах.

Н а г н е т а н и е в п л а с т г а з а или п а р а . Расчетный вариант разработки при поддержании пластового давления путем закачки газа в естест­ венную или искусственную газовую шапку наиболее близок к поддержанию давления путем внутриконтурного заводнения небольшой залежи с пониженной проницаемостью в законтурной области, когда вода закачивается в центральную (головную) часть пласта, т. е. к так называемому «осевому» или «центральному» заводнению. Если газовая шапка создается искусственным путем, разница между этими случаями заключается в основном в различии в вязкости и плотности на­ гнетаемого агента.

Поэтому при закачке газа должны быть исследованы такие же расчетные варианты, как и при внутриконтурном заводнении, а именно: три-пять вариантов, отличающихся числом добывающих скважин, один-три варианта по режиму эксплуатации добывающих скважин. Для определения интенсивности поддер­ жания давления (в данном случае по количеству газа, закачиваемого в газовую шапку) следует рассмотреть большее число вариантов (три-пять). Так как про­ цесс нагнетания газа более сложный и дорогой, определение наиболее эффектив­ ного давления нагнетания имеет большее значение. Нагнетательные скважины обычно размещают по площади газовой шапки равномерно, что обеспечивает возможно меньшее взаимодействие их друг с другом. Число нагнетательных скважин вследствие небольшого значения вязкости газа обычно невелико и на­ ходится по данным гидродинамического расчета.

При закачке газа в случае отсутствия естественной газовой шапки нагне­ тательные скважины следует располагать в том месте, где находилась бы газовая шапка (если бы в пласте имелся свободный газ). В первое время в этом случае, как и при внутриконтурном заводнении, для ускорения процесса целесообразно нагнетать газ не во все намеченные скважины, а через одну, осуществляя интен­ сивный отбор нефти из промежуточных скважин до прорыва в них газа, после чего следует нагнетать газ и в эти скважины.

При очень низких коллекторских свойствах пласта, а также для крупных залежей с плохими коллекторскими свойствами, когда заводнение невозможно

122

или малоэффективно даже в форме площадного, целесообразно рассмотреть возможность Площадной закачки газа с самого начала разработки или на сравни­ тельно ранней стадии разработки. В этом случае необходимо рассмотреть такую же совокупность расчетных вариантов, как при площадном заводнении.

Поскольку вязкость газа обычно на два-три порядка меньше вязкости нефти, то с точки зрения достижения максимального дебита обобщенной скважины (до­ бычи нефти, отнесенной к общему числу добывающих и нагнетательных скважин) предпочтительны системы с большим числом добывающих скважин, приходя­ щихся на одну нагнетательную. Однако такие системы, как уже говорилось, могут не обеспечивать полного охвата пласта воздействием, особенно при боль­ шой неоднородности пласта, в первую очередь за счет его прерывистости. При нагнетании такого высоко подвижного агента, каким является газ, это обстоя­ тельство усугубляется, И, по-видимому, основное внимание при выборе системы воздействия 'Следует уделить обеспечению наиболее полного охвата пласта воз­ действием и процессом вытеснения. В таком случае можно предложить четырех­ точечную (обращенную семиточечную) схему с двумя эксплуатационными сква­ жинами, приходящимися на каждую нагнетательную, как обеспечивающую на­ ибольшее воздействие произвольно статистической неоднородности, а также ин­ версию загазовывающихся добывающих скважин в нагнетательные для систем с более высоким соотношением добывающих скважин к нагнетательным. То же можно рекомендовать и при использовании избирательной системы газовой реп­ рессии.

При закачке пара в пласт, когда наряду с гидродинамическим воздействием предусматривается термическое, для лучшего обеспечения последнего целесооб­ разно вносимое в пласт тепло доставлять возможно ближе к добывающим сква­ жинам.

Поэтому здесь наиболее предпочтительны площадные системы воздействия на пласт. Вид системы должен быть выбран в каждом конкретном случае по тех- нико-эконоМическому анализу данных расчетов, описанных в гл. V.

М н о г о п л а с т о в ы е м е с т о р о ж д е н и я . Необходимо специально отметить некоторые особенности выбора принципиальных схем разработки, си­ стем воздействия на пласт и расчетных вариантов в условиях многопластовых месторождений (см. гл. И). Для таких месторождений нельзя рассматривать каж­ дый пласт (каждый эксплуатационный объект) отдельно, вне связи с другими пла­ стами (горизонтами) этого месторождения.

Системы разработки и способы воздействия для всех пластов (объектов) многопластового месторождения обязательно должны быть согласованы и увязаны.

Как было отмечено в гл. II, при проектировании систем разработки много­ пластовых нефтяных месторождений важнейшее значение имеет правильное вы­ деление эксплуатационных объектов для разработки их самостоятельными сет­ ками скважин с учетом геолого-физических параметров. Однако этот вопрос не может быть решен исключительно средствами нефтепромысловой геологии. На­ ряду с геологией должны быть привлечены гидродинамика и экономика. Это можно сделать высококачественно лишь путем составления, расчета и анализа серии вариантов генеральной схемы разработки. (При проектировании систем разработки многопластовых месторождений, как правило, должны составляться генеральные схемы разработки). Среди них обязательно должны быть варианты, различные по объединению и разделению продуктивных пластов и пропластков.

В процессе составления генеральной схемы с помощью методов математиче­ ского программирования нужно также найти оптимальное распределение текущей добычи нефти и материальных средств между отдельными объектами. Это распре­ деление обеспечит получение того или иного заданного уровня добычи нефти со всего месторождения при минимальных общих затратах или минимальных капи­ таловложениях.

В многопластовом месторождении при различных площадях нефтеносности, запасах и параметрах пластов по объектам могут быть выбраны разные системы разработки. Например, по нижним (с меньшей площадью) — законутрное завод­ нение, а по верхним — сочетание законтурного с внутриконтурным. Однако сле­ дует учитывать и то, что не всегда отсутствует гидродинамическая связь

123

между отдельными пластами, отнесенными к разным объектам. Часто перемычка между такими пластами бывает недостаточной мощности и не исключена возмож­ ность перетока жидкости через нее по заколонному пространству или через естественные литологические окна при большом перепаде давления между этими пластами во время разработки.

Высокие перепады давления между близко расположенными пластами, от­ несенными к разным эксплуатационным объектам, будут наблюдаться при несов­ падении по ним линий нагнетания и зон отбора жидкости. Это особенно важно

вслучае внутриконтурного заводнения.

Взависимости от взаимного расположения зон эксплуатации и линий закон­

турного или внутриконтурного заводнения возможны различные случаи перето­ ков пластовых жидкостей. Наименее опасны из них перетоки нефти из одного пласта в нефтяную часть другого пласта или перетоки воды в водонасыщенную часть другого пласта. В этих случаях намеченный процесс разработки почти не нарушается, происходит лишь излишний расход энергии на перекачку жидкости из одного пласта в другой.

Более нежелателен переток воды, закачиваемой в один пласт, в нефтяную зону другого пласта. Наконец, наиболее опасен переток нефти из одного пласта в водоносную область другого. В этом случае нефть, поступившая в водоносную область, может быть безвозвратно потеряна. Все указанные перетоки могут происходить не только через естественные литологические окна или нарушения, но также и через неплотности цементного кольца за обсадной колонной, причем вероятность нарушения герметичности цементного кольца в этих случаях значи­ тельно больше, так как на перемычке между пластами, толщина которой часто не превышает нескольких метров, создается перепад давления в 10 МПа и более.

Возможность появления перетоков сводится к минимуму при совпадении в плане линий нагнетания и зон отбора по всем пластам, так как в этом случае значения пластовых давлений в соседних пластах максимально прибли­ жаются.

Система разработки с совпадающими в плане зонами отбора и нагнетания по разным пластам обладает также и некоторыми дополнительными преиму­ ществами.

При разработке многопластовых месторождений для сокращения числа скважин и повышения эффективности разработки целесообразно эксплуатировать ряд пластов вместе или раздельно через одну сетку скважин. Установленное при проектировании группирование продуктивных пластов в эксплуатационные объ­ екты в процессе разработки может оказаться и не вполне целесообразным и его надо будет изменить.

Совпадение в плане линий нагнетания и зон отбора позволит в широкой сте­ пени варьировать сочетанием различных пластов. Применение же для каждого эксплуатационного объекта своей линии воздействия (не совпадающей в плане с линйями воздействия по другим объектам) создает «жесткую систему», при кото­ рой возможность различных сочетаний пластов для их совместной работы будетограничена. Кроме того, при указанной системе создаются определенные практи­ ческие выгоды в отношении обустройства промысловой площади (общность комму­ никаций).

Таким образом, технологические схемы или проекты разработки по отдельным эксплуатационным объектам многопластового месторождения должны составля­ ться лишь на основе предварительной генеральной схемы разработки для всех (или всех основных) пластов этого месторождения). Лишь в отдельных случаях, когда недостаточно исходных геолого-промысловых данных, можно в порядке исключения составлять технологическую схему разработки по отдельному эк­ сплуатационному объекту, но только после оценки добывных возможностей по месторождению в целом и, что особенно важно, после установления системы воздействия по этому месторождению.

124

ГЛАВА IV

РАЦИОНАЛЬНОЕ РАЗМЕЩЕНИЕ СКВАЖИН. РЕЗЕРВНЫЕ СКВАЖИНЫ

§ 1. ПОСТАНОВКА ПРОБЛЕМЫ И ПРИНЦИПЫ ЕЕ РЕШЕНИЯ

В каждом из расчетных вариантов, предусматривающем ту или иную общую схему процесса разработки и некоторое число эксплуатационных скважин, не­ обходимо заранее учесть наиболее эффективное размещение этих скважин по площади залежи (разместить скважины рационально).

Под рациональным размещением скважин обычно понимают такое размеще­ ние, которое обеспечивает наиболее высокие технико-экономические показатели при выполнении заданных условий разработки.

Вопрос о рациональном размещении скважин по площади той или иной раз­ рабатываемой залежи — один из наиболее важных для правильной организации процесса нефтедобычи и наиболее сложных. В настоящее время указанная проб­ лема полностью еще не решена. Однако можно сформулировать принципиально правильный подход к ее решению, основные пути решения, а также дать решения для наиболее простых случаев.

Основная задача нефтедобывающей промышленности, как уже отмечалось — удовлетворение потребностей страны в нефти и ее продуктах (потребностей как текущих, так и перспективных). Разумеется, нам не безразлично, ценой каких затрат и усилий будут удовлетворены эти потребности. Ясно, что необходимо стремиться к минимальным народнохозяйственным издержкам в добыче, как общего потребного количества нефти, так и на каждую тонну добываемой нефти. Однако это основное требование не может служить единственным критерием ра­ циональности разработки. Действительно, природные ресурсы нефти в недрах ограничены, а потребности в ней, как известно, бурно растут. Следовательно, проектируя разработку нефтяных месторождений, нужно стремиться к возможно более полному извлечению нефти (разумеется, в технически возможных и эконо­ мически целесообразных пределах). Отсюда следует, что рациональная система разработки должна обеспечить минимальные народнохозяйственные издержки при возможно полной нефтеотдаче разрабатываемых пластов.

Проблема рационального размещения нефтяных скважин — часть проблемы проектирования рациональной системы разработки, ибо схема размещения сква­ жин, как и их число, входит в понятие системы разработки и должна решаться с тех же принципиальных позиций. Значит, размещение нефтяных скважин сле­ дует считать рациональным, если (при всех прочих равных условиях, также входя­ щих в понятие системы разработки) обеспечиваются минимальная себестоимость нефти и возможно высокая нефтеотдача.

При напорных режимах общий коэффициент нефтеотдачи залежи будет, очевидно, равен произведению коэффициента нефтеотдачи в малом образце (значение его можно установить путем лабораторных экспериментов) на коэффи­ циент охвата коллектора процессом вытеснения нефти водой, газом, паром или другим нагнетательным агентом.

Первый из них, очевидно, совершенно не зависит от числа и характера раз­ мещения скважин, а определяется в основном геолого-физико-химическими кон­ стантами пласта и жидкости и в некоторой степени скоростью перемещения контуров (темп замещения нефти).

Второй коэффициент, вообще говоря, зависит от числа эксплуатационных скважин, способа их размещения и режимов работы, так как именно ими опреде­ ляется картина фильтрационных потоков пластовых жидкостей в процессе раз­ работки. Однако в идеально однородном пласте при режиме вытеснения нефти краевой водой или газом из газовой шапки, как в этом нетрудно убедиться путем простых теоретических рассуждений, скорость продвижения контура нефтенос­ ности и его конфигурация будет зависеть от общего темпа отбора нефти из залежи

иот распределения этого отбора по отдельным участкам, а не от числа скважин

ирасстояний между ними. На коэффициент охвата коллектора процессом вы­ теснения, а следовательно, и нефтеотдачи повлияют лишь расстояния между скважинами в последнем ряду эксплуатационных скважин, так как от этих рас­

125

стояний зависят размеры целиков или, более точно, «тающих остатков» (упот­ ребляя термин, предложенный В. П. Яковлевым), т. е. остающихся между сква­ жинами непромытых участков.

В реальных неоднородных пластах дело обстоит несколько сложнее. В таких пластах могут встречаться участки (линзы) с пониженной в несколько раз, по сравнению с окружающими их участками, проницаемостью, на которые не по­ пало ни одной скважины. В подобных линзах будет наблюдаться отставание про­ цесса вытеснения, а затем могут и оставаться островки нефти позади переместив­ шегося водонефтяного контакта. Отмеченные выше потери нефти не безвозврат­ ны, их можно будет отобрать в процессе доразработки залежи (после отбора ос­ новных запасов) путем резкого изменения направлений и скоростей фильтрации, или же применяя тот или иной вторичный метод добычи нефти.

Кроме того, часто реальные пласты не монолитны, а расчленяются просло­ ями глин или мало проницаемых алевролитов на отдельные пропластки, местами выклинивающимися. В этих случаях при разработке могут образоваться тупи­ ковые застойные области, из которых нефть также не будет извлечена в основной период разработки. Очевидно, что чем реже сетка эксплуатационных скважин, тем больше возможные размеры указанных тупиков их областей и тем меньше коэффициент охвата коллектора процессом вытеснения.

Однако исследования, проведенные в течение последней четверти века, поз­ воляют сделать вывод, что при применяющихся и проектируемых в настоящее время системах разработки как при напорных режимах, так и при режиме раст­ воренного газа нефтеотдача сравнительно мало зависит от плотности сетки сква­ жин и их возможного расположения.

Поэтому, исследуя различные варианты размещения нефтяных скважин и решая задачу об оптимальном размещении скважин, сейчас в первом приближении допустимо принимать, что нефтеотдача не зависит от числа скважин и их разме­ щения, ибо, как мы увидим далее, при рациональных размещениях плотность сетки скважин на различных участках залежи почти одинакова.

Созданные к настоящему времени методы оценки нефтеотдачи в зависимости от числа размещения скважин при различной степени неоднородности пласта поз­ воляют лишь сравнить между собой уже намеченные и предварительно отоб­ ранные варианты разработки.

Исследования систем разработки показывают, что абсолютный минимум затрат для той или иной залежи может быть достигнут лишь при очень медленных темпах разработки залежи и крайне ограниченном числе скважин. Если бы все нефтяные месторождения разрабатывались бы при темпах, обеспечивающих абсолютный минимум издержек, то нефтяная промышленность могла бы обеспе­ чить лишь незначительную долю потребностей страны. Поэтому речь пойдет не об абсолютном минимуме затрат в нефтедобыче, а об относительном минимуме, который можно достичь при сохранении достаточно высоких темпов разработки, обеспечивающих (вместе с другими залежами) удовлетворение потребностей в неф­ ти и ее продуктах.

Чтобы добиться минимальной себестоимости, нужно стремиться к получению возможно более высокой добычи нефти при возможно меньших затратах. Кон­ кретизируя это положение, получим две постановки задачи: 1) задан средний уровень текущей добычи нефти; требуется так разместить скважины, чтобы полу­ чить минимальные затраты; 2) заданы наличные материальные ресурсы (общие затраты, капитальные вложения); требуется так разместить скважины, чтобы получить максимальную текущую добычу.

1. Задан средний за весь срок уровень текущей добычи нефти. Запасы из-, вестны, тем самым задан срок разработки залежи. Как известно, затраты на раз­ работку состоят из капитальных вложений и текущих эксплуатационных расхо­ дов. Часть капитальных вложений на строительство нефтяных скважин и их оборудование прямо пропорциональна числу скважин. Другая часть, направля­ емая на обустройство нефтяных промыслов, включая сооружения, предназначен­ ные для сбора и транспортирования нефти, зависит от размеров территории про­ мыслов, рельефа местности и т. п., уровня добычи нефти, т. е. не зависит или почти не зависит от числа скважин. Текущие эксплуатационные расходы тем больше, чем больше число скважин и срок эксплуатации каждой скважины.

126

Следовательно, для данной залежи при заданном уровне добычи нефти можно в первом приближении принять, что минимальные затраты будут получены при минимальном Числе скважин.

2. Заданы капитальные вложения. Задано число скважин, так как в данном случае объем буровых и строительных работ соответствует выделенным капиталь­ ным вложениям. В этих условиях (при заданных капитальных вложениях) ос­ тальные текунЛЧе расходы без амортизации, которая зависит от вложении, будут минимальными при минимальном сроке разработки залежи. В конечном счете будут обеспечены и максимальная текущая добыча нефти, и минимальная вданных условиях ее себестоимость.

Итак, в первой постановке проблемы задан средний уровень добычи нефти Qcp (срок разработки Т), требуется так разместить скважины, чтобы их общее число N было минимальным. Такое размещение обеспечит максимум средней добычи на одну скважину QCp/W, т. е. максимальный среДний дебит скважины — наиболее эффективное использование скважин как промышленных сооружений. При заданных условиях будет обеспечена также и минимальная себестоимость добычи нефти

Во второй постановке проблемы задано число скважин, требуется их так разместить на Площади залежи, чтобы добиться минимального срока разработки, а следовательно, и максимального уровня текущей добычи нефти. В этом случае также будет обеспечен максимум QCP!N — максимальная эффективность исполь­ зования скважин и минимальная себестоимость нефти.

Обе эти постановки однозначны и могут дать только одинаковые решения, так как отражают общее требование: разместить скважины так, чтобы возможно меньшим их числом отобрать из пласта весь промышленный запас нефти в те­ чение возможно более короткого срока.

В отличие от этого последнего они дают возможность прибегнуть к гидроди­ намическому (математическому) анализу. Гидродинамический анализ задачи в первой или во второй постановке даст внм рациональную схему размещения скважин — рациональную сетку скважин.

Вопрос о том, на какой плотности указанной сетки следует остановиться в том или ином конкретном случае или, что то же самое, какой срок разработки и какое число скважин на площади следует выбрать — может быть решен лишь с привлечением экономики нефтедобычи, т. е. путем анализа показателей раз­ личных расчетных вариантов (с разным числом скважин и с различными сроками) или путем сопоставления получаемого уровня добычи нефти с проектным заданием. Об этом сказано в гл. XIX.

Из указанных двух различных постановок вторая более подходящая для исследования, так как выразить срок разработки в виде функции числа скважин гораздо удобнее, чем наоборот. Поэтому ею следует пользоваться при отыскании решения. Напротив, для сопоставления различных решений следует прибегнуть к первой постановке, ибо отличию в числе скважин при равных сроках разра­ ботки легко придать конкретное денежное выражение. Рассмотрим типичные наи­ более простые случаи.

Если имеем однородный пласт и знаем, что разрабатываться он будет при режиме с равномерно распределенной по объему пласта энергией (режим раство­ ренного газа, гравитационный режим и т. п.), то мы априори можем утверждать, что скважины должны быть равномерно расставлены и режимы их эксплуатации должны быть одинаковы. Это требование, естественно, вытекает из того, что все скважины будут эксплуатироваться в одинаковых условиях (строго говоря, если они пущены одновременно).

Если пласт однороден, но разрабатываться он будет при режиме с перемещаю­ щимися контурами (водонапорный, газонапорный режим и т. п.), то оптимальные показатели (обеспечивающие минимум затрат при заданном темпе разработки, максимум нефтеотдачи и т. д.) получим не при равномерном размещении скважин, а при размещении их по какому-то вполне определенному закону. (Эти законо­ мерности будут даны в § 2 данной главы). И в том и в другом случаях при проек­ тировании разработки залежи все скважины сразу можно разместить наилучшим образом.

127

Гораздо сложнее задача оптимального размещения скважин в неоднородном пласте. В этом случае оптимальное размещение для однородного пласта уже не будет наилучшим, так как при наличии в пласте зон с различной проницаемостью, обособленных линз коллекторов и других неоднородностей наиболее полное из­ влечение нефти в течение заданного срока и при минимальных издержках можно получить, если разместить скважины по схеме, наиболее полно учитывающей все неоднородности продуктивного пласта.

Если бы при проектировании системы разработки той или иной залежи были бы известны все детали геологического строения, то с той или иной сте­ пенью приближения прямыми расчетами или с помощью электромоделирования можно определить схему размещения скважин, близкую к оптимальной.

Однако на стадии проектирования систем разработки не известна в необ­ ходимом объеме неоднородность продуктивных пластов. Поэтому, составляя тех­ нологическую (генеральную) схему или проект разработки, нельзя разместить скважины с учетом реальной неоднородности пласта так, чтобы они наилучшим образом обеспечивали охват залежи процессом разработки.

Необходимые для выполнения этой задачи данные о неоднородности пласта обычно можно получить лишь после полного разбуривания сетки эксплуатаци­ онных скважин (хотя бы даже и сравнительно редкой).

Поэтому единственно правильный И рациональный способ проектирования систем размещения скважин в реальных неоднородных нефтяных пластах — двухстадийное разбуривание. На первой стадии бурят добывающие и нагнета­ тельные скважины по сетке, рациональной для этого режима рабоы в условиях однородного пласта. Эти скважины должны обеспечить необходимый уровень добычи нефти, по крайней мере, в первые 10—15 лет и вовлечь в разработку ос­ новную, наиболее монолитную часть пласта. Совокупность таких скважин может быть названа основным фондом скважин.

Данные бурения, геолого-геофизические и гидродинамические исследования этих скважин, а также опыт их эксплуатации дадут необходимые сведения о неоднородности пластов, на основании которых можно приступить ко второй стадии разбуривания залежи. Основная цель этих скважин — более полное во­ влечение пласта в разработку главным образом за счет охвата неработающих или плохо работающих участков и, следовательно, повышение коэффициента нефтеотдачи. Скважины, разбуриваемые на второй стадии, можно назвать ре­ зервными, так как они бурятся в помощь основным скважинам и лишь тогда, когда выясняются места, где они необходимы.

В зависимости от степени неоднородности пласта, соотношения вязкостей нефти и воды, плотности (или средней плотности) сетки основного фонда добывающих^скважин, а возможно, также и от ряда других факторов число резервных скважин может изменяться в весьма широких пределах: от нескольких процентов по отношению к основному фонду до числа, сопоставимого, а в исключительных случаях, возможно, даже и большего, чем число скважин основного фонда.

Поэтому, чтобы правильно оценить технико-экономические показатели разработки за весь срок разработки или за сравнительно продолжительный период, нужно хотя бы приблизительно уже на стадии проектирования разработки установить число резервных скважин, которые следует пробурить на второй стадии разбуривания залежи.

Приведем некоторые принципиальные соображения о разновидностях резерв­ ных скважин.

Рассмотрим вопрос о необходимости и целесообразности применения резерв­ ных скважин в случае непрерывного пласта. В результате бурения и ввода в дей­ ствие основного фонда скважин все участки нефтяной залежи такого пласта в той или иной степени будут вовлечены в процесс разработки. Правда, вследствие не­ однородности пласта по проницаемости скорость процесса разработки на разных участках будет различной, но разрабатываться будут в основном все участки.

В таком пласте в конечном счете при любом размещении скважин можно будет отобрать всю нефть, за исключением нефти, не отмываемой данной водой («связанной» нефти). Конечная нефтеотдача в этом пласте будет равна потенци­ ально возможной при данном режиме нефтеотдачи. (Исключение здесь может

128

составлять лишь нефть, содержащаяся в линзах низкой проницаемости, окружен­ ных высокопроницаемыми породами, при условии гидрфобностн пород).

Однако достижение потенциальной нефтеотдачи никогда не будет экономи­ чески рентабельным, так как невыгодно эксплуатировать скважины до полного их обводнения.

В итоге, когда в последних скважинах обводнение достигнет предельного значения и дальнейшая эксплуатация будет нерентабельна, между этими сква­ жинами останутся непромытые или плохо промытые участки — целики.

Между тем, если пробурить дополнительные специальные скважины по воз­ можности в середине указанных участков, то из них можно будет извлечь опре­ деленное количество дополнительной нефти еще до того, как эти скважины обводнятся до предела рентабельности их эксплуатации.

Понятно, что чем больше размеры этих целиков по площади и по толщине пласта, чем полнее коэффициент вытеснения и чем меньше стоимость скважин и затраты на их обслуживание, тем более эффективным будет бурение на них специальных скважин. Очевидно, существуют определенные соотношения между этими величинами, могущие служить критериями, определяющими условия це­ лесообразности и экономической рентабельности бурения*дополнительных сква­ жин. К вопросу выявления этих критериев мы вернемся в § 3 данной главы. Сейчас же ограничимся констатацией того факта, что на целики нефти, остающи­ еся между последними эксплуатирующимися добывающими скважинами основ­ ного фонда, может оказаться целесообразным бурение специальных дополнитель­ ных скважин. Такие скважины могут буриться из фонда резервных. Указанные скважины называют обычно резервными скважинами первой категории. Целевое назначение этих скважин — повышение нефтеотдачи путем вовлечения в более интенсивный процесс разработки участков непрерывного пласта, недостаточно полно разрабатывающихся с помощью основного фонда добывающих сква­

жин.

Рассмотрим прерывистый пласт, т. е. тот случай, когда на отдельных участ­ ках нефтесодержащие коллекторы простираются на небольшие расстояния и со всех сторон окружены непроницаемыми или плохопроницаемыми породами. Такие формы залегания коллектора обычно именуются линзами, а иногда полулинзами (если с одной стороны они выходят за пределы залежи).

Если линза вскрыта только одной скважиной, то нефть из нее будет извле­ чена лишь в незначительных количествах за счет упругости; нефть водой в такой линзе не будет вытесняться. Чтобы линза разрабатывалась на режиме вытеснения, необходимо пробурить на нее хотя бы одну дополнительную скважину. Если первая скважина (из основного фонда) была добывающей, то вторая должна быть нагнетательной или наоборот. Если линза имеет большую толщину (большие запасы нефти), а стоимость сооружения и обслуживания скважин сравнительно невелика, может оказаться целесообразным пробурить на нее не одну, а несколько дополнительных скважин. Принято называть линзы>вскрытые одной скважиной основного фонда, линзами I вида. Такие линзы практически не разрабатываются при разбуривании залежи скважинами основного фонда, и лишь только с помощью дополнительных скважин из числа резервных скважин они могут быть вовлечены

в разработку.

При внутриконтурном заводнении в прерывистом пласте часть линз может быть вскрыта только нагнетательными скважинами. Эти линзы также не будут работать, так как пока продолжается разработка основного пласта скважины, вскрывшие ати линзы, работают как нагнетательные. Однако и после прекраще­ ния закачки воды в эти скважины возможность использования части из них в ка­ честве эксплуатационных весьма сомнительна. Кроме того, расстояние от нагне­ тательных скважин до первого добывающего ряда обычно больше, чем между остальными добывающими скважинами. Поэтому указанные линзы могут иметь сравнительно большие размеры и, следовательно, содержать значительные за­ пасы нефти. Консервация этих линз на долгие годы при наличии к тому же весьма сомнительной перспективы вовлечения их в разработку с помощью скважин, длительное рремя работавших в качестве нагнетательных, врядди целесообразна. Поэтому возникает вопрос о бурении на указанные линзы некоторого числа до­ бывающих скважин из фонда резервных с целью вовлечения их в разработку.

129

Линзы, вскрытые только нагнетательными скважинами разрезающих рядов, предложено называть линзами II вида.

В прерывистом пласте ряд линз может быть вскрыт только добывающими скважинами. Такие линзы называют линзами III вида. (Понятно, сюда не войдут линзы, вскрытые только одной скважиной, так-как они уже отнесены к I виду^. Линзы III вида могут быть вовлечены в разработку скважинами основного фонда лишь впоследствии, после выработки основного пласта. Однако ввиду того, что значительная часть запасов в таких линзах содержится за пределами фигуры, стороны которой проходят через крайние скважины основного фонда, вскрывшие данную линзу, охват ее процессом вытеснения к моменту обводнения скважин до предела, за которым их эксплуатация становится нерентабельной, будет далеко не полным. Поэтому возникает вопрос о целесообразности повышения охвата про­ цессом вытеснения линз III вида (а они могут быть весьма крупными) за счет бурения дополнительных скважин по периферийной части этих линз из фонда резервных скважин.

Кроме того, в прерывистом пласте могут быть линзы (их также можно назы­ вать и полулинзами), которые, хотя и вскрыты как нагнетательными, так и добы­ вающими скважинами, однако будут плохо охвачены процессом разработки, так как на них попало мало скважин основного фонда. На периферийной части таких линз может оказаться целесообразным, как и в случае линз III вида, буре­ ние дополнительных скважин из числа резервного фонда. Условимся эти последние линзы называть линзами IV вида. Пласт (пропласток) с линзами всех четырех видов показан на рис. IV. 1.

Резервные скважины, целевым назначением которых будут увеличение нефте­ отдачи (путем повышения коэффициента охвата) прерывистого пласта и которые бурятся на линзы всех четырех видов, принято называть резервными скважинами второй категории.

Заметим, что линзы I (безусловно) и II (почти наверняка) видов без приме­ нения резервных скважин второй категории в процессе разработки практически не участвуют ни в начальной стадии, ни в конце разработки. Линзы III вида с по­ мощью скважин основного фонда можно вовлечь в процесс разработки лишь на более поздней стадии, т. е. когда в разультате обводнения некоторых скважин по основной непрерывной части пласта эти скважины можно перевести под нагне­ тательные для таких линз. И только линзы IV вида вовлечены в разработку с са­ мого начала за счет скважин основного фонда.

Однако во всех случаях возникает вопрос об оптимальном моменте бурения резервных скважин второй категории. С одной стороны, их бурение выгодно отложить на более позднее время, так как техника бурения совершенствуется и стоимость скважин снижается. Кроме того, имеющееся оборудование и матери­

130