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.
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. Одной из важнейших характеристик разработки является коэффициент охвата пласта процессом вытеснения, называемый кратко коэффициентом охвата ЕА и определяемый как часть объема залежи, вовлеченная в активную разработку. Несколько отличное определение дано Уиллхайтом, в соответствии, с которым коэффициентом охвата ЕА считается доля общей площади залежи, с которой нефть извлечена до остаточного насыщения. Необходимо отметить, что в любом случае коэффициент охвата не является постоянной величиной: он может меняться с течением времени и в значительной степени зависит от системы расстановки скважин. Его значение на момент начала эксплуатации отражает качество системы расположения скважин. Согласно результатам стохастического моделирования процессов извлечения нефти [6] коэффициент охвата зависит от расстояния между скважинами L следующим образом:
Где df— так называемая фрактальная размерность; D =1, 2, 3 для линейного, двух- и трехмерного течения жидкости; С — константа, зависящая от расположения скважин, свойств пласта и насыщающих его флюидов. Численные эксперименты указывают на следующие значения фрактальной размерности df: линейное заводнение: площадное заводнение: обращенная пятиточечная система: Принимая во внимание этот результат, можно представить уравнение (1) для случаев линейного и площадного заводнения следующим образом:
Соотношение (2) означает, что при прямолинейном одномерном вытеснении нефти водой (например, при исследовании процесса вытеснения на кернах) эффективность охвата Е повышается с увеличением межскважинного расстояния (длины образца при вытеснении нефти водой на керне). Как следует из (3), в случая площадного заводнения значение коэффициента охвата ЕА уменьшается с увеличением расстояния между скважинами. Учитывая, что коэффициент нефтеотдачи ER может быть приближенно определен как произведение коэффициента охвата ЕА и коэффициента вытеснения ED, т.е.
мы приходим к важному заключению, что коэффициент нефтеотдачи уменьшается с увеличением расстояния между скважинами. С другой стороны, большие значения L означают большие извлекаемые запасы на скважину (т.е. более высокие значения параметра Точное определение этого значения сложно и является предметом численного моделирования и оптимизации. Однако для приближенной оценки эффективности системы расположения скважин может использоваться следующая простая методика. Согласно статистическому анализу разработки, зависимость нефтеотдачи от расстояния между скважинами L может быть записана в следующей форме:
где b — коэффициент, зависящий от свойств пласта/жидкости и выбранной системы расположения скважин. Выразим удельные извлекаемые запасы SK как функцию расстояния между скважинами L и нефтеотдачи ER:
Параметр а, в свою очередь, может быть оценен следующим образом:
где в правой части представлены соответственно средние значения эффективной нефтенасыщенной мощности пласта, его пористости и начальной нефтенасыщенности в части пласта, для которой проводится оценка. Далее, вычисляя коэффициент нефтеотдачи и удельные извлекаемые запасы нефти на скважину в соответствии с соотношениями (5) и (6) для одних и тех же значений L, можно построить график зависимости SK от ER, в которой большие значения обоих параметров соответствуют лучшим показателям разработки. Необходимо отметить, что оба параметра могут использоваться как критерии оптимизации: нефтеотдача, умноженная на цену нефти, дает полный доход, а величина SK умноженная на цену нефти и деленная на капиталовложения и эксплуатационные расходы, представляет соотношение прибыли и инвестиций. В заключение позволим себе дать приблизительную оценку средних значений межскважинных расстояний и удельных извлекаемых запасов для месторождений норвежского континентального шельфа. По данным Норвежского нефтяного директората, к 2000 году будет добыто около 44% всех извлекаемых запасов нефти норвежского континентального шельфа. Определив среднее расстояние между скважинами для этих месторождений приблизительно в 600 м и полагая, что коэффициент вытеснения нефти водой из кернов составляет приблизительно 0.65, нетрудно получить следующие значения параметров ED и b в соотношении (5):
Оценка удельных извлекаемых запасов на скважину
Осн.: 5. [146-161] Контрольные вопросы: 1.За счет чего осуществляется добыча нефти ло внедрения вторичных и третичных методов? 2. Какие режимы пласта вы знаете? 3. Из-за чего происходит переход упругого режима пласта в упруго-водонапорный? 4.Что происходит при падении пластового давления ниже давления насыщения? 5. На чем основываются МУН? 6. Что такое коэффициент охвата?
|