ГРАВИТАЦИОННЫЙ РЕЖИМ

Рассмотрим гравитационный режим залежи. Все нефтесодержащие породы залегают под некоторым углом к горизон­ту. Поэтому находящаяся в них нефть под действием силы тяжести стремится переместиться вниз по падению пластов. Чем больше угол наклона пласта, тем большей энергией силы тяжести обладает заключающаяся в нем нефть.

Энергия напора, возникающего вследствие проявления силы тяжести, оказывается иногда единственным видом энергии, продвигающей нефть к забоям нефтяных скважин [30]. Энергия силы тяжести имеет практическое значение в поздней стадии разработки нефтяных месторождений закрытого типа, когда энергия упругости газа уже израсходована и прекратилось продвижение контурных вод.

Нефтяная залежь редко разрабатывается на каком-либо одном режиме в течение всего периода ее эксплуатации. Так, месторождения с водонапорным режимом, разрабатываемые за счет лишь естественной энергии пласта, при высоких от­борах могут перейти на режим растворенного газа.

В некоторых месторождениях различные их участки могут эксплуатироваться на различных режимах: например, нефть в краевые скважины может вытесняться за счет напора кон­турных вод, а внутренние области пласта могут дренировать­ся за счет энергии газовой шапки или истощения энергии растворенного в нефти газа.

Газовые залежи могут эксплуатироваться при водонапор­ном, газовом и смешанном режимах.

СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ

Разработка нефтяного, газового или газоконденсатного ме­сторождения представляет собой комплекс мероприятий, на­правленных на извлечение из залежи на поверхность нефти, газа, конденсата при определенном порядке размещения сква­жин на площади, очередности их бурения и ввода в эксплу­атацию, установления и поддержания режима их работы и регулирования баланса пластовой энергии.

Большинство нефтяных и газовых месторождений мира состоят из нескольких залежей или пластов, расположенных поэтажно — один над другим. В таких многопластовых мес­торождениях каждый эксплуатационный объект (залежь, пласт) разрабатывается самостоятельно, причем очередность ввода того или иного объекта определяется исходя из технико-экономических соображений.

Иногда одной сеткой скважин совместно разрабатываются несколько объектов. Так разрабатываются месторождения, в которых эксплуатационные объекты расположены недалеко друг от друга, геолого-физические свойства пластов (состав пород, проницаемость, пластовое давление, размеры залежи, режимы дренирования) и качественные характеристики со­держащихся в них нефтей примерно одинаковы.

Может осуществляться также раздельная эксплуатация не­скольких объектов одной сеткой скважин. В этом случае все продуктивные пласты данного месторождения (или основные из них) разбуриваются одной сеткой скважин. Скважины оснащаются оборудованием, обеспечивающим извлечение нефти или газа из каждого пласта на поверхность по само­стоятельным каналам: например, нефть из одного пласта из­влекается по подъемным трубам, а из другого — по межтруб­ному пространству.

Высокопродуктивные пласты одного и того же месторож­дения в основном являются объектами самостоятельной раз­работки: каждый такой пласт разрабатывается по своей сетке размещения скважин, бурить которые можно как одновре­менно, так и последовательно. При применении такой систе­мы разбуривания многопластового месторождения обеспечи­вается быстрый рост добычи нефти или газа. Однако в этом случае затрачивается большое количество металла и средств, так как скважины бурятся на одной площади. При этом используются несколько сеток размещения скважин.

Если над высокопродуктивным нефтяным или газовым пластом залегают малопродуктивные пласты, то обычно сква­жины бурят на основной пласт только по одной сетке; плас­ты, залегающие выше основного, разрабатываются теми же скважинами после окончания эксплуатации нижнего основ­ного пласта. Для этого нижнюю часть скважины, в которой против выработанного пласта была проведена перфорация, заливают цементным раствором и перфорируют обсадную колонну в интервале верхних объектов. При такой системе значительно экономятся средства на бурение скважин, но замедляется разработка всего месторождения в целом.

Во всех случаях порядок разбуривания и разработка мно­гопластовых месторождений обосновывается технико-эконо­мическими показателями с учетом возможности и необходи­мости роста добычи нефти или газа в данном районе и с учетом затрат материально-технических средств, требуемых на выполнение того или иного варианта разработки отдель­ных пластов данного месторождения.

В настоящее время при разработке многопластовых мес­торождений в большинстве случаев применяется комбиниро­ванная система. При такой системе в разрезе месторождения выбирается не один опорный горизонт, а два или даже три, каждый из которых разбуривается самостоятельной сеткой скважин. Промежуточные горизонты с меньшей нефте- или газонасыщенностью и меньшей продуктивностью разрабаты­ваются после истощения опорных горизонтов.

Основные элементы в системе разработки каждой нефтя­ной или газовой залежи — схема размещения на площади эксплуатации вспомогательных и эксплуатационных скважин и их число.

При разработке нефтяных залежей с неподвижным конту­ром нефтеносности (залежи, изолированные от напора вод, массивные «водоплавающие» залежи с напором подошвен­ных вод) скважины размещают по равномерной сплошной сетке (квадратной или треугольной) по всей площади, т. е. по углам квадрата или равносторонних треугольников, на кото­рые разбивается вся площадь залежи.

На нефтяных залежах с напорным режимом (с перемеща­ющимися контурами нефтеносности) скважины располагают­ся рядами, параллельными перемещающимся контурам: при газонапорном режиме — параллельно контуру газоносности, при водонапорном — контуру водоносности. Расстояние между скважинами, а также между рядами скважин во всех случаях выбирают в зависимости от геолого-технических условий (про­ницаемость пород, вязкость нефти и т. п.) и экономических соображений.

От принятой сетки размещения скважин на разрабатыва­емой площади и числа скважин при прочих равных условиях зависят темп отбора нефти из залежи и срок ее разработки. Оптимальное расстояние между скважинами определяют с помощью гидродинамических расчетов на основании данных о геологическом строении месторождения, вязкости нефти, содержании в ней газа, режиме работы залежи. При этом учитывается применение методов искусственного воздействия на пласты.

Нефтяные месторождения эксплуатируются в основном с применением методов искусственного воздействия на пласты (законтурного или внутриконтурного заводнения), причем при­меняется разреженная сетка скважин. Важным фактором, характеризующим рациональность системы разработки не­фтяного месторождения, является темп отбора нефти, опре­деляемый суточной добычей нефти из пластов за определен­ный промежуток времени (сутки, месяц, год). При заданном числе скважин, пробуренных на данный конкретный пласт, их средние дебиты, а таким образом, и текущая добыча, могут быть самыми различными и зависеть от установленно­го режима эксплуатации скважин.

Следовательно, система разработки каждой нефтяной за­лежи может быть различной как по сетке размещения сква­жин, порядку и темпу разбуривания площади, так и по темпу отбора жидкости. Если учесть, что в природе встречаются самые различные залежи нефти по размерам и мощности, глубине залегания, геолого-физическим свойствам нефтесо-держащих пород и характеристике нефти, содержанию в пласте газа и воды, то станет ясно, что общего рецепта для выбора системы разработки нефтяных залежей дать нельзя. К каждой залежи должен быть применен индивидуальный подход с тем, чтобы разработка ее была наиболее рациональ­ной и эффективной при соблюдении правил по охране недр.

Под рациональной системой разработки нефтяных место­рождений подразумевается такая система, при которой место­рождение разбуривается минимально допустимым числом сква­жин, обеспечивающим заданные темпы добычи нефти, высо­кую конечную нефтеотдачу при возможно минимальных капи­тальных вложениях и минимальной себестоимости нефти.

Проектирование системы разработки нефтяного месторож­дения заключается в выборе такого варианта, который удов­летворял бы предъявленным выше требованиям.

Темп отбора нефти из залежи в активный период ее экс­плуатации достигает 8—10 % и более в год от начальных извлекаемых запасов. Обеспечение заданных темпов нефти из залежи осуществляется путем установления соответствую­щих дебитов по эксплуатационным скважинам и регулирова­нием перемещения водонефтяного или газонефтяного кон­такта от контуров водоносности и газоносности.