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

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 четырехточечной или трехточечной сетке. В тех же случаях, когда предполагается определенное перемещение водонефтяного и газонефтяного разделов, скважины располагают с учетом положения этих разделов.

Параметр плотности сетки скважинS_c, вообще говоря, может изменяться в очень широких пределах для систем разработки без воздействия на пласт.Так, при разработке месторождений сверхвязких нефтей (вязкостью в несколько тысяч10^-3Па*с) он может составлять 1-2 10⁴м²/скв. (1-2 гектар/скв). Нефтяные месторождения с низкопроницаемыми коллекторами (сотые доли мкм²) разрабатывают приS_c=10-20•10⁴м²/скв.Конечно, разработка как месторождений высоковязких нефтей, так и месторождений с низкопроницаемыми коллекторами при указанных значениях Scможет 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 коллекторовS_c= 25-64-10⁴м²/скв.

При разработке месторождений с высокопродуктивными трещиноватыми коллекторамиS_cможет быть равен 70-100•10⁴м²/скв и более.

ПараметрN_кртакже 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 систем разработки нефтяных месторождений без воздействия на пласт параметрω, естественно, равен нулю, а параметрω_рможет составлять в принципе 0,1—0,2, хотя резервные скважины в основном предусматривают для системы с воздействием на нефтяные пласты.

Системы разработки нефтяных месторождений без воздействия на пластыприменяют редко, в основном в случае длительно эксплуатируемых сильно истощенных месторождений, при разработке сравнительно небольших по размерам месторождений с активной законтурной водой, месторождений, содержащих сверхвязкие неглубоко залегающие нефти, или месторождений, сложенных низкопроницаемыми глинистыми коллекторами.

 

3. Системы разработки при отсутствии воздействия на пласт и характеризующие их параметры.

Системы разработки при отсутствии воздействия на плас­т. 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. 2, а) или трехточечной (рис. 2, б) сетке. В тех же случаях, когда предполагается опре­деленное перемещение водонефтяного и газонефтяного разде­лов, скважины располагают с учетом положения этих разделов (рис. 3).

 

Рис. 2. Расположение скважин по четы­рех- (а) и трехточечиой (б) сеткам:

1 - условный контур нефтеносности; 2 - добывающие скважины

 

Рис. 3. 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

Параметр плотности сетки скважин Sc может изменяться в очень широких пределах для систем разработки без воздейст­вия на пласт. Так, при разработке месторождений высоковязких нефтей (вязкостью в несколько тысяч 10³ Па×с) он может со­ставлять 1-2×10⁴ м²/скв. Нефтяные месторождения с низко­проницаемыми коллекторами (сотые доли мкм²) разрабатывают при Sc = 10¸20×10⁴ м²/скв. Конечно, разработка как место­рождений высоковязких нефтей, так и месторождений с низко­проницаемыми коллекторами при указанных значениях Sc 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 Sc = 25 ¸ 64×10⁴ м²/скв.

При разработке месторождений с высокопродуктивными трещиноватыми коллекторами Sc 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. 2) вычисляют по следующей формуле:

l= Sc ^1/2, (1.5)

где l- в м, а Sc - в м²/скв.

Формулу (1.5) можно использовать для вычисления средних условных расстояний между скважинами при любых схемах их расположения.

Для систем разработки нефтяных месторождений без воздей­ствия на пласт параметр w, естественно, равен нулю, а пара­метр w_Р 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

 

Системы разработки с воздействием на пласты. Системы с законтурным воздействием (заводнением) и характеризующие их параметры.

4. Системы разработки с воздействием на пласты.

2.1. Системы с законтурным воздействием (заводнением). На рис. 4 в плане и в разрезе 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.

 

Рис. 4. Расположение сква­жин при законтурном заводне­нии:

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

 

Помимо параметра Sc для характеристики систем с законтурным заводнением мож­но использовать дополнительные параметры, такие, как рассто­яние между контуром нефтеносности и первым рядом добываю­щих скважин l₀₁, первым и вторым рядом добывающих скважин l₁₂ и т.д., а также расстояния между добывающими скважинами 2s_C. Нагнетательные скважины расположены за внешним конту­ром нефтеносности. Размещение трех рядов добывающих сква­жин (см. рис. 4) 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 Sc и N_КР, т.е. более редкими сетками скважин. Эта особенность при воздействии на пласт связана, во-первых, с получением больших 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, приходящихся на одну скважину.

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

Параметр w_Р 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, 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.

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 стягивающимрядом.

Однорядная система разработки. Расположение сква­жин при такой системе показано на рис. 5. Рядные системы разработки необходимо характеризовать уже некоторыми иными параметрами (помимо указанных четырех основных). Так, поми­мо расстояния между нагнетательными скважинами 2s_Н и рас­стояния между добывающими скважинами 2s_С следует учитывать ширину блока или полосы L_П (см. рис. 5).

 

 

Рис. 5. Схема расположения скважин при однорядной системе разработки:

1 - контур нефтеносности; 2 - нагнетательная скважина; 3 - добывающая сква­жина; 4 - элемент однорядной системы разработки

Параметр плотности сетки скважин Sc и параметр N_КР для одно-, трех- и пятирядной систем могут принимать примерно та­кие же или большие значения, что и для систем с законтурным заводнением. Параметр w 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 w»1. Это значит, что число нагнета­тельных скважин примерно (но не точно!) равно числу добыва­ющих, поскольку число этих скважин в рядах и расстояния 2s_Н и 2s_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. Эту систему используют при разработке низкопроницаемых, сильнонеоднородных пластов с целью обеспечения более высокого темпа разработки 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.

Элемент однорядной системы разработки показан на рис. 6. При этом шахматному расположению скважин (см. рис. 5) соответствуют нагнетательная скважина 2 и добывающая сква­жина 3.

Рис. 6. Элемент однорядной системы разработки:

1 - элемент; 2 - "четверть" добывающей скважины; 3 -"четверть" нагнетательной скважины

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 l₀₁, между пер­вым и вторым рядом добывающих скважин l₁₂ (рис. 7), между вторым и третьим рядом добывающих скважин для пятирядной системы l₂₃ (рис. 8). Ширина полосы L_П зависит от числа рядов добывающих скважин и расстояния между ними. Если, напри­мер, для пятирядной системы l₀₁= l₁₂= l₂₃=700 м, то L_П = 4,2 км.

 

Рис. 7. Расположение скважин при трехрядной системе разработки:

1 - условный контур нефтеносности; 2 - до­бывающие скважины; 3 — нагнетательные сква­жины; 4 - элемент трехрядной системы

 

 

Для трехрядной системы w = 1/3, а для пятирядной w= 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.

 

Рис. 8. Расположение скважин при пятирядной системе разработки:

1 - 3 - см. рис. 7

На рис. 9 показан элемент трехрядной системы. Соответству­ющим образом выделяется элемент пятирядной системы разра­ботки.

 

Рис. 9. Элемент трехрядной сис­темы разработки:

1 — "четверть" добывающей сква­жины; 2 - одна добывающая скважина; 3 - "четверть" нагне­тательной скважины

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. 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, w = 1.

Рис. 10. Расположение скважин при пятиточечной системе разработки:

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

Семиточечная система (рис. 11). 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 w = 1/2, т.е. на одну нагнетательную сква­жину приходятся две добывающие.

 

Рис. 11. Расположение скважин при семиточечной системе разработки:

1—3 - см. рис. 10

Девятиточечная система (рис. 12). Соотношение на­гнетательных и добывающих скважин составляет 1:3, так что w = 1/3.

Рис. 12. Расположение скважин при девятиточечной системе разработки:

1—3 ~ см. рис. 10

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.

Преимущество системы с площадным расположением скважин - возможность более рассредото­ченного воздействия на пласт в процессе разработки сильнонеоднородных по площади пластов.

Преимущество рядных систем - их боль­шая гибкость по сравнению с системами с площадным располо­жением скважин, больший охват пласта воздействием по вертикали. Таким образом, рядные системы предпочтительны при разработке сильнонеоднородных по вер­тикальному разрезу пластов.

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 (ГРП) как в вертикальных, так и в наклонно направленных скважинах. В этом случае на месторождении будет создана осо­бая система разработки, которую можно назвать скважинно-трещинной 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. 15. Схемы обычной однорядной (в) и скважинно-трещинной (б) систем рас­положения скважин:

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

В настоящее время известны методы инструментального оп­ределения ориентации трещин. Это позволяет, в свою очередь, создавать системы разработки, при которых осуществляется прямолинейное вытеснение нефти водой.

На рис. 15, а показана схема продвижения водонефтяного контакта на некотором участке с однорядной схемой расположе­ния скважин, а на рис. 15, 6 - то же, но при наличии верти­кальных трещин, распространившихся в обе стороны от сква­жин перпендикулярно к направлению вытеснения нефти водой, т.е. в скважинно-трещинной системе разработки. Охват пласта воздействием, а следовательно, и конечная нефтеотдача (см. рис. 15, 6) будут выше, чем в случае, представленном на рис. 15, а.