Лекция №24. Расположение скважин при вторичных и третичных методах добычи

Основным недостатком методов добычи нефти на естественном ре­жиме является падение пластового давления, ведущее к развитию режима растворенного газа и, как следствие, снижению дебитов добывающих скважин и неоправданно низкой конечной нефтеотдаче. Даже водонапорный режим, будучи наиболее эффективным, из всех естественных режимов, часто не обеспечивает 100%-ной ком­пенсации отобранной нефти, внедряемой из законтурной зоны во­дой, что вынуждает прибегать к искусственному заводнению для поддержания пластового давления на должном уровне. Заводнение с закачкой предварительно обработанной морской воды является од­ним из наиболее часто используемых методов поддержания пласто­вого давления при разработке шельфовых месторождений. Другие вторичные методы добычи, такие как закачка растворителей, за­качка газа и/или воды с добавкой различных агентов, также являются конкурентоспособными технологиями, используемыми при разработке морских месторождений нефти.

При разработке относительно небольших по запасам месторождений с использованием вторичных методов добычи, основанных на за­качке воды в пласт, обычно применяется законтурное или приконтурное заводнение с системой расстановки скважин, повторяющей форму залежи или водо-нефтяного контакта (рис.29, а). В залежах со средними запасами нефти регулярные и нерегулярные площадные системы расстановки, как, например, обращенная пяти- или семиточечная система, обеспечивают, как правило, хорошие по­казатели разработки. При разработке крупных и гигантских место­рождений залежи обычно «разрезаются» рядами нагнетательных скважин на несколько частей, которые разрабатываются с исполь­зованием наиболее подходящих для каждой из частей сеток распо­ложения скважин.

Рис. 37-Расположение скважин по площади при разработке нефтяной залежи с использованием вторичных методов добычи: а — разработка нефтяной или газовой залежи на режиме заводнения; б — разработка круто­падающей нефтяной залежи на режиме заводнения; в — разработка крутопа­дающей нефтяной залежи с помощью закачки в пласт газа

В случае разработки крутопадающей нефтяной или газовой залеж с использованием заводнения нагнетательные скважины распола­гают в нижней части структуры, а отбор продукции осуществляет­ся из ее верхней части (рис.37 б). При использовании газа в качестве агента, закачиваемого в пласт для поддержания пластово­го давления, нагнетательные скважины располагаются в верхней части структуры, а добывающие — в нижней ее части с интерва­лом перфорации в нижней части продуктивной толщи (рис.37 в). Последнее правило остается справедливым при размещении сква­жин на месторождении, разрабатываемом с помощью закачки в пласт углеводородных растворителей.

Такое расположение скважин позволяет создать более благоприят­ные условия вытеснения нефти из залежи и тем самым отсрочить прорыв воды (газа, углеводородного растворителя) в добывающие скважины и увеличить период стабильной добычи нефти. Нагнета­ние в нижнюю часть структуры вытесняющего агента с плотнос­тью выше плотности нефти (например, воды) позволяет избежать более быстрого его продвижения по нижней части пласта и создает условия для более равномерного продвижения фронта вытеснения по всей продуктивной толще. Закачка газов или углеводородных растворителей в вышележащие части структуры предотвращает их преимущественное продвижение по верхней, прикровельной, час­ти пласта и обеспечивает более равномерное продвижение фронта вытеснения нефти. Как следует из теории фильтрации, создание подобного рода фильтрационных потоков в пласте обеспечивает и более полную степень вытеснения нефти, фронтом вытесняющего флюида, позволяя тем самым еще более отсрочить прорыв вытес­няющего агента в добывающие скважины и повысить эффектив­ность процесса разработки.

Контрольные вопросы:

1. Что понимают под вторичными и третичными методами внедрения?

2. Чем понимают под разработкой нефтяной или газовой залежи на режиме заводнения?

3. Чем отличается разработка крутопадающей нефтяной залежи на режиме заводнения от разработки крутопадающей нефтяной залежи с помощью закачки в пласт газа?

4. Как располагаются скважины при разработке нефтяной залежи с использованием вторичных методов добычи?

5. Как «разрезаются» крупные и гигантские месторождения залежи нагнетательными скважинами?