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 водонефтяного контакта (рис.35, 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.35 б).
Рис. 35-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 |
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:
, (1)
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:
; (2)
. (3)
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.
, (4)
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 Sк). Из этого анализа следует, что при больших расстояниях между скважинами (разреженная сетка скважин) объем извлеченной из пласта нефти может оказаться сравнительно небольшим, в то время как добыча по отдельным скважинам будет высокой. В другом крайнем случае, при очень плотной сетке скважин, нефтеотдача может быть очень высокой, но добыча по каждой из скважин может оказаться значительно ниже, чем в первом случае. Это означает, что существует оптимальное значение межскважинного расстояния L (или, что, в сущности, то же, что и параметр плотности сетки скважин), обеспечивающее наилучшие показатели разработки месторождения при выбранной системе размещения скважин.
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 :
, (5)
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:
, (6)
Параметр а, в свою очередь, может быть оценен следующим образом:
(7)
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):
. (8)
Оценка удельных извлекаемых запасов на скважину Sк получается при этом следующей:
(9)
Дата добавления: 2014-12-22; просмотров: 1543;