РЕЗЕРВНЫЕ СКВАЖИНЫ

Под рациональным размещением скважин понимают такое, которое обеспечивает наиболее высокие технико-экономические показатели при выполнении заданных условий разработки.

Вопрос о рациональном размещении скважин один-- из наиболее важных и сложных для правильной организации процесса нефтедобычи. В настоящее время проблема полностью еще не решена. Однако можно сформулировать подход к ее решению, а также дать решения для наиболее простых случаев.

Проблема рационального размещения нефтяных скважин − часть проблемы проектирования рациональной системы разработки, ибо схема размещения скважин, как и их число, входит в понятие системы разработки и должна решаться с тех же принципиальных позиций. Значит размещение нефтяных скважин следует считать рациональным, если (при прочих равных условиях) обеспечиваются минимальная себестоимость нефти и возможно высокая нефтеотдача.

При напорных режимах общий коэффициент нефтеотдачи залежи будет, очевидно, равен произведению коэффициента нефтеотдачи в малом образце на коэффициент охвата коллектора процессом вытеснения нефти водой, газом, паром или другим нагнетательным агентом. Первый из них не зависит от числа и характера размещения скважин, а определяется в основном геолого-,физико-,химическими параметрами пласта и жидкости и, в некоторой степени, скоростью перемещения контуров.

Коэффициент же охвата коллектора процессом вытеснения нефти водой зависит от числа эксплуатационных скважин, способа их размещения и режимов работы, так как именно ими определяется картина фильтрационных потоков в процессе разработки. В однородном пласте при режиме вытеснения нефти краевой водой или газом из газовой шапки, скорость продвижения контура нефтеносности и его конфигурация будет зависеть от общего темпа отбора нефти из залежи и от распределения этого отбора по отдельным участкам. На коэффициент охвата коллектора процессом вытеснения, а, следовательно, и на нефтеотдачу особенно повлияют расстояния между скважинами в последнем ряду эксплуатационных скважин, так как от этих расстояний зависят размеры остающихся между скважинами непромытых участков.

В реальных неоднородных пластах дело обстоит сложнее. Встречаются участки (линзы) с пониженной в несколько раз, по сравнению с окружающей средой, проницаемостью, на которые не попало ни одной скважины. В них процесс вытеснения будет ослаблен, а затем могут и оставаться островки нефти позади переместившегося водонефтяного контакта. Эту нефть можно будет частично отобрать в процессе доразработки залежи путем резкого изменения направлений и скоростей фильтрации или же применяя тот или иной вторичный метод добычи нефти.

Часто реальные пласты расчленяются прослоями глин или мало проницаемых алевролитов на отдельные пропластки, местами выклинивающимися. Из таких тупиковых застойных областей нефть также не будет извлечена в основной период разработки. Очевидно, что чем реже сетка эксплуатационных скважин, тем больше возможные размеры указанных тупиков и тем меньше коэффициент охвата коллектора процессом вытеснения.

Некоторые исследователи считают, что нефтеотдача сравнительно мало зависит от плотности сетки скважин и их расположения и в первом приближении допустимо принимать, что нефтеотдача не зависит от числа скважин и их размещения.

Созданные к настоящему времени методы оценки нефтеотдачи в зависимости от числа и размещения скважин при различной степени неоднородности пласта позволяют лишь сравнить между собой варианты разработки.

Абсолютный минимум затрат может быть достигнут лишь при очень медленных темпах разработки залежи и крайне ограниченном числе скважин. При этом нефтяная промышленность не сможет обеспечить потребности страны. Поэтому речь пойдет об относительном минимуме, который можно достичь при сохранении достаточно высоких темпов разработки, обеспечивающих (вместе с другими залежами) удовлетворение потребностей в нефти и ее продуктах.

Чтобы добиться минимальной себестоимости, нужно стремиться к получению возможно более высокой добычи нефти при возможно меньших затратах. Конкретизируя это положение, получим две постановки задачи: 1) задан уровень текущей добычи нефти, а требуется так разместить скважины, чтобы получить минимальные затраты; 2) заданы материальные ресурсы (общие затраты, капитальные вложения), но требуется так разместить скважины, чтобы получить максимальную текущую добычу.

1. Если задан на весь срок уровень текущей добычи нефти, а запасы известны, то тем самым задан срок разработки залежи. Как известно, затраты на разработку состоят из капитальных вложений и текущих эксплуатационных расходов. Часть капитальных вложений на строительство нефтяных скважин и их оборудование прямо пропорциональна числу скважин. Другая часть, направляемая на обустройство нефтяных промыслов, включая сооружения, предназначенные для сбора и транспортирования нефти, зависит от размеров территории промыслов, рельефа местности, уровня добычи нефти, то есть не зависит или почти не зависит от числа скважин. Текущие эксплуатационные расходы тем больше, чем больше число скважин и срок эксплуатации каждой скважины.

Следовательно, при заданном уровне добычи нефти из залежи можно в первом приближении принять, что минимальные затраты будут получены при минимальном числе скважин.

2. Если заданы капитальные вложения, то тем самым задано число скважин, так как в данном случае объем буровых и строительных работ соответствует выделенным капитальным вложениям. При заданных капитальных вложениях остальные текущие расходы (без амортизации, которая зависит от вложений) будут минимальными при минимальном сроке разработки залежи. В конечном счете, будут обеспечены и максимальная текущая добыча нефти и минимальная в данных условиях ее себестоимость.

Итак, в первой постановке проблемы задан средний уровень добычи нефти Q_cp (срок разработки Т),требуется так разместить скважины, чтобы их общее число N было минимальным. Такое размещение обеспечит максимум средней добычи на одну скважину Q_ср/N,т. е. максимальный средний дебит скважины, а значит и наиболее эффективное использование скважин как промышленных сооружений. При заданных условиях будет обеспечена также и минимальная себестоимость добычи нефти.

Во второй постановке проблемы задано число скважин, требуется их так разместить на площади залежи, чтобы добиться минимального срока разработки, а, следовательно, и максимального уровня текущей добычи нефти. В этом случае также будет обеспечен максимум Q_ср/N − максимальная эффективность использования скважин и минимальная себестоимость нефти.

Обе эти постановки однозначны и могут дать только одинаковые решения, так как отражают общее требование: разместить скважины так, чтобы возможно меньшим их числом, отобрать из пласта промышленный запас нефти в течение возможно более короткого срока.

Какую же плотность сетки скважин выбрать или, что то же самое, какой срок разработки и какое число скважин на площади следует выбрать? Это может быть решено лишь с привлечением экономики нефтедобычи, то есть путем анализа показателей различных расчетных вариантов (с разным числом скважин и с различными сроками) или путем сопоставления получаемого уровня добычи нефти с проектным заданием.

Из указанных двух различных постановок вторая более подходящая для исследования, так как выразить срок разработки в виде функции числа скважин гораздо удобнее, чем наоборот. Поэтому ею следует пользоваться при отыскании решения. Напротив, для сопоставления различных решений следует прибегнуть к первой постановке, ибо отличию в числе скважин при равных сроках разработки легко придать конкретное денежное выражение.

Рассмотрим типичные простые случаи.

Если однородный пласт будет разрабатываться при режиме с равномерно распределенной по объему пласта энергией (режим растворенного газа, гравитационный режим и т. п.), то скважины следует равномерно расставить и режимы их эксплуатации должны быть одинаковы.

Если пласт однороден, но разрабатываться он будет при режиме с перемещающимися контурами (водонапорный, газонапорный режим и т. п.), то оптимальные показатели (обеспечивающие минимум затрат при заданном темпе разработки, максимум нефтеотдачи и т. д.) получим не при равномерном размещении скважин, а при размещении их по какому-то вполне определенному закону.

И в том и в другом случаях при проектировании разработки залежи все скважины сразу можно разместить наилучшим образом.

Гораздо сложнее задача оптимального размещения скважин в неоднородном пласте. При наличии в пласте зон с различной проницаемостью, обособленных линз коллекторов и других неоднородностей наиболее полное из­влечение нефти в течение заданного срока и при минимальных издержках можно получить, если разместить скважины по схеме, наиболее полно учитывающей неоднородности продуктивного пласта.

Если бы при проектировании системы разработки залежи были известны детали геологического строения, то прямыми расчетами или с помощью электромоделирования можно было определить схему размещения скважин, близкую к оптимальной. Однако на стадии проектирования не известна неоднородность продуктивных пластов. Поэтому при проектировании разработки, невозможно разместить скважины так, чтобы они наилучшим образом обеспечивали охват залежи процессом разработки.

Наибольшие сведения о неоднородности пласта получают после полного разбуривания залежи. Поэтому правильный и рациональный способ проектирования систем размещения скважин в реальных неоднородных нефтяных пластах -- двухстадийное разбуривание. На первой стадии бурят добывающие и нагнетательные скважины по сетке, рациональной для данного режима работы в условиях однородного пласта. Эти скважины (основной фонд) должны обеспечить необходимый уровень добычи нефти в первые 10 − 15 лет и вовлечь в разработку основную часть пласта. Данные бурения, геолого-геофизические и гидродинамические исследования этих скважин, а также опыт их эксплуатации дадут необходимые сведения о неоднородности пластов, на основании которых можно приступить ко второй стадии разбуривания залежи. Основная цель этих скважин − более полное вовлечение пласта в разработку, главным образом, за счет охвата неработающих или плохо работающих участков и, следовательно, повышение коэффициента нефтеотдачи. Скважины, разбуриваемые на второй стадии, можно назвать резервными, так как они бурятся в помощь основным скважинам и лишь тогда, когда выясняются места, где они необходимы.

В зависимости от степени неоднородности пласта, соотношения вязкостей нефти и воды, плотности сетки основного фонда добывающих скважин и от других факторов число резервных скважин может изменяться в широких пределах (10 − 100 % числа скважин основного фонда). Поэтому, чтобы правильно оценить технико-экономические показатели разработки, нужно на стадии проектирования установить число резервных скважин (разбуриваемых на второй стадии).

В результате бурения и ввода в действие основного фонда скважин все участки нефтяной залежи в непрерывном пласте в той или иной степени будут вовлечены в процесс разработки. В таком пласте в конечном счете при любом размещении скважин можно будет отобрать всю нефть, за исключением нефти, не отмываемой данной водой («связанной» нефти). Конечная нефтеотдача в этом пласте будет равна потенциально возможной при данном режиме нефтеотдачи. Исключением может быть нефть в линзах низкой проницаемости при условии гидрофобности пород.

Однако достижение потенциальной нефтеотдачи никогда не будет экономически рентабельным. Поэтому при предельном обводнении последних скважин между этими скважинами останутся непромытые или плохо промытые участки. Если же пробурить скважины на эти участки, то из них можно будет извлечь дополнительную нефть. Чем больше размеры этих непромытых участков, чем полнее коэффициент вытеснения и чем меньше стоимость скважин и затраты на их обслуживание, тем более эффективным будет бурение на них скважин. Очевидно, существуют определенные соотношения между критериями, определяющими условия целесообразности и экономической рентабельности бурения дополнительных скважин. Таким образом, на целики нефти, остающиеся между последними добывающими скважинами основного фонда, может оказаться целесообразным бурение специальных дополнительных скважин из фонда резервных. Целевое назначение этих скважин повышение нефтеотдачи путем вовлечения в более интенсивный процесс разработки участков непрерывного пласта, недостаточно полно разрабатывающихся с помощью основного фонда добывающих скважин.

На отдельных участках прерывистого пласта нефтесодержащие коллекторы простираются на небольшие расстояния и со всех сторон окружены непроницаемыми или плохо проницаемыми породами. Такие формы залегания коллектора именуются линзами и полулинзами (если они выходят за пределы залежи).

Если линза вскрыта одной скважиной, то нефть из нее будет извле­чена мало, только за счет упругости пород пласта и нефти. Чтобы линза разрабатывалась на режиме вытеснения, необходимо пробурить на нее нагнетельную скважину. Если линза имеет большие запасы нефти, а стоимость сооружения и обслуживания скважин сравнительно невелика, может оказаться целесообразным пробурить на нее несколько дополнительных скважин.

Возникает вопрос об оптимальном моменте бурения резервных скважин. С одной стороны, их бурение выгодно отложить на более позднее время, так как техника бурения совершенствуется и стоимость скважин снижается. Кроме того, имеющееся оборудование и материальные средства можно использовать в другом месте и благодаря задержке бурения резервных скважин получить определенный народнохозяйственный эффект. С другой стороны, резервные скважины не только средство повышения конечной нефтеотдачи, но также и средство повышения уровня текущей нефтедобычи (средство интенсификации разработки рассматриваемой залежи). С этой точки зрения выгодно их бурить раньше. Определить оптимальный момент разбуривания резервных скважин в общем виде невозможно, так как он зависит от многих конкретных условий.

В ряде случаев главным целью части резервных скважин может быть повышение уровня текущей нефтедобычи. Бурение дополнительных нагнетательных или добывающих скважин из числа резервных может значительно ускорить разработку.