§ 2. Коллекторские свойства терригенных горных пород

Пористая среда пласта, аккумулирующая углеводороды, харак­теризуется коллекторскими свойствами, с учетом которых определяют наряду с запасами нефти и газа промышленную цен­ность залежи и продуктивность скважин. Основные коллектор-ские свойства — гранулометрический состав, пористость, про­ницаемость, удельная поверхность, сжимаемость пор породы

при изменении давления.

Гранулометрический состав (ГС)— содержание в горной породе зерен различной крупности, выраженное в %, от массы или количества зерен исследованного образца. Опре­деляют его только в случае сыпучих и слабосцементированных пород с помощью ситового и седиментационного анализа. От­мытая от нефти и высушенная порода распределяется по раз­мерам с помощью набора сит. Наиболее мелкая фракция (d^0,05 мм) разделяется седиментацией в жидкости. Скорость осаждения частиц, которая зависит от размера, можно опреде­лить по формуле Стокса и другими методами.

Нефтегазовые коллекторы слагаются в основном частицами, размер которых составляет десятые доли миллиметра. Грану­лометрический состав позволяет судить о некоторых условиях генезиса пород в период их возникновения. Например, в при­брежной зоне древнего водоема отлагались более крупные ча­стицы, чем в более удаленных. Гранулометрический состав песков используют при расчете промывок песчаных пробок, при выборе фильтров для борьбы с поступлением песка в скважины из рыхлых пластов.

¹ При сжатии и нагреве углеводородов может быть достигнуто такое их состояние, когда свойства жидкой и газовой фаз становятся одинаково интенсивными.-Давление и температура, соответствующие этому состоянию, называются критическими. В критической точке средняя кинетическая энер­гия молекул вещества становится равной потенциальной энергии их притя­жения.

Глава III

РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

§ 1. Системы разработки нефтяных и газовых месторождений. Классификация систем разработки

Система разработки месторождения предусматривает решение и осуществление следующих мероприятий:

1. Выделение эксплуатационных объектов (на многопластовом месторождении) и определение порядка ввода их в разработку. Эксплуатационный объект — это продуктивный пласт или группа пластов, разрабатываемые самостоятельной сеткой скважин при обеспечении контроля и регулирования процесса их эксплуатации.

2. Определение числа скважин, размещение их на эксплуата­ционном объекте и порядок ввода скважин в работу.

3. Установление режима работы эксплуатационных (иногда и нагнетательных) скважин (определение их дебитов или расхо­дов, забойных давлений и изменения этих показателей во времени).

4. Регулирование баланса пластовой энергии в залежах нефти или газа путем воздействия на пласты в целом.

Системы разработки месторождений можно классифицировать по характеру или порядку осуществления указанных мероприятий следующим образом.

Применительно к нефтяным месторож­дениям.

1. Эксплуатационные объекты на многопластовом месторож­дении подразделяются на базисные (основные) и возвратные. В качестве базисных выбирают относительно более изученные, а также сравнительно более крупные (по запасам нефти и газа) и продуктивные (по производительности скважин)..

Возвратными объектами могут быть заведомо менее продуктив­ные и меньшие по запасам нефти и газа. Разработка их может предусматриваться путем возврата скважин с базисного (базис­ных) объекта.

2. Размещение скважин на объектах может быть равномерным (на залежах с неподвижными контурами нефтеносности или с рав­номерным распределением пластовой энергии по площади за­лежи) или рядами (на залежах с перемещающимися контурами нефть—вода или газ—нефть).

3. Порядок ввода эксплуатационных скважин может быть одновременный, по сгущающейся или ползущей системам. Условно одновременным можно считать ввод скважин в эксплуатацию в те­чение первых одного — трех лет разработки объекта. Этот период не будет иметь существенного значения в общем сроке разработки объекта.

Сгущающаяся система разбуривания скважин целесообразна на крупных по размерам объектах со сложным геологическим стро­ением пластов. По данным бурения и исследования скважин первой очереди уточняется геологическое строение неоднородного пласта (залежи), в результате чего может быть изменена схема размещения (а иногда и необходимое их число) скважин при дальнейшем разбуривании объекта. Экономическая эффективность такого подхода (при неизбежном пересечении путей перемещения буровых установок) достигается за счет сокращения числа сква­жин (при исключении бурения непродуктивных или малопродук­тивных скважин) или за счет перемещения части бурящихся скважин второй очереди в более благоприятные геологические условия.

При разбуривании скважин по ползущей системе (такой по­рядок может возникнуть в связи, например, с особенностями болотистой местности) целесообразно начинать бурение рядов скважин, располагающихся ближе к области питания (естест­венного или искусственного).

4. По методам регулирования баланса пластовой энергии си­стемы разработки бывают с искусственным заводнением пластов и с нагнетанием газа в пласт.

При разработке нефтяных месторождений применяются сле­дующие системы искусственного заводнения:

а) законтурное;

б) приконтурное;

в) внутриконтурное (последнее, в свою очередь, имеет несколько разновидностей).

Законтурное заводнение применяют при разработке сравни­тельно небольших по размерам залежей нефти (при ширине их до 5 км). Закачка воды при этом осуществляется в ряд нагнета­тельных скважин, расположенных за внешним контуром нефтеносности (на расстояниях 100 м или несколько сот метров).

Приконтурное заводнение применяют на сравнительно не­больших по размерам залежах нефти, но в случаях, когда сущест­венно снижена проницаемость пласта в за-контурной области или затруднена связь нефтенасыщенной части пласта с этой областью. Последнее, например, наблюдается за счет выпадения окислив­шихся тяжелых фракций нефти в области водонефтяного контакта.

Внутриконтурное заводнение применяют обычно на крупных по размерам залежах нефти. Гидродинамические расчеты, про­водимые для одновременной работы нескольких рядов скважин при законтурном заводнении (с постоянными забойными давле-

ниями), показывают, что ближайшие к контуру нефтеносности 3—4 ряда скважин почти полностью экранируют работу внутрен­них рядов. Прирост суммарного дебита нефти из залежи с увели­чением числа одновременно работающих рядов скважин умень­шается, а средний дебит одного ряда также непрерывно падает. Следовательно, срок разработки крупных залежей при закон­турном заводнении резко удлиняется, а запасы нефти в централь­ной их части вынужденно консервируются.

На практике применяют следующие разновидности внутри-контурного заводнения:

1) «разрезание» залежей нефти рядами водяных нагнетатель­ных скважин на площади самостоятельной разработки;

2) блоковое заводнение (разрезание залежей поперечными рядами нагнетательных скважин на блоки, в пределах которых размещается нечетное число рядов эксплуатационных сква­жин);

3) избирательное заводнение (нагнетательные скважины выби­раются из числа пробуренных по равномерной сетке скважин по результатам предварительных сопоставлений разрезов или продуктивных отложений и гидродинамических исследова­ний);

4) площадное заводнение (нагнетательные скважины равно­мерно размещаются между добывающими).

При «разрезании» залежей на площади или блоки в случае благоприятной характеристики пластов-коллекторов (по выдер­жанности и проницаемости) ширина их может быть около 4— 5 км, а при пониженной проницаемости пластов или повышенной вязкости нефти — менее этого значения. При выборе линий «разрезания» учитывают закономерности литологического стро­ения продуктивного горизонта (указанные линии располагаются вкрест залегания коллекторов различной продуктивности, чтобы ускорить «разрезание» залежи).

При избирательной системе заводнения в технологической схеме разработки обосновывается рациональное общее число эксплуатационных и нагнетательных скважин. При разбуривании залежи все скважины размещаются на объекте по равномерной квадратной сетке. Обосновывается также рациональное соотно­шение эксплуатационных и нагнетательных скважин. Скважины под нагнетание воды (из числа пробуренных) выбирают после детальной корреляции их разрезов и гидродинамических ис­следований при соблюдении следующих трех условий: нагне­тательная скважина из группы должна иметь хорошее сообще­ние (наиболее вероятное) по пластам с окружающими скважинами; под нагнетание выбирают высокопродуктивные скважины (это способствует лучшей интенсификации процесса разработки); на­гнетательные скважины должны быть рассредоточены по площади (с целью исключения взаимовлияния при закачке воды в со­седние скважины).

ис. III. 1. Размещение скважин при площадном заводнении.

— пятиточечная система: б — семиточечная система; « — девятиточечная система;

— площадно-линейная; / — эксплуатационная скважина; 2 — нагнетательная сква-

Площадное заводнение применяют на залежах со сравнительно днородным строением пластов, но характеризующихся весьма изкой проницаемостью или повышенной вязкостью нефти.

При площадном заводнении эксплуатационные и нагнета-ельные скважины размещаются по пяти-, семи- и девятиточеч-[ым или площадно-линейным схемам (рис. III. 1).

При внедрении и усовершенствовании запроектированных истем внутриконтурного заводнения применяют очаговое аводнение. Оно способствует интенсификации разработки и величению нефтеотдачи пластов на отдельных участках залежи, юторые в недостаточной степени охватываются воздействием юновной системы заводнения. Участки для очагового заводнения :ыбирают по показателям сравнительно низких дебитов нефти ю скважинам и снижения во времени пластового давления на ^гчастке. Нагнетательные скважины из эксплуатационных на уча-:тке (очаге) заводнения выбирают по тем же принципам, что и фи избирательном заводнении, Дополнительное условие при |существлении очагового заводнения — предпочтительное разме­щение нагнетательной скважины в середине участка, что обеспе-ивает равномерное воздействие закачки воды на окружающие :е эксплуатационные скважины.

С целью интенсификации добычи нефти и увеличения нефте->тдачи пластов в пласт нагнетают газ или воздух.

Благоприятными факторами для применения закачки газа воздуха) в пласт являются: значительные углы его наклона (это вязано с относительно малой площадью газонефтяного контакта) и небольшая вязкость нефти (при этом подвижности нефти и газа сближаются).

Применительно к газовым и газокон-денсатным месторождениям.

1. Если на многопластовом газовом (газоконденсатном) место­рождении выделяются несколько самостоятельных объектов, то их разработка аналогична разработке нефтяного месторождения.

2. Системы разработки газовых и газоконденсатных месторож­дений в основном классифицируются по схемам размещения сква­жин на площади газоносности. При разработке месторождений природных газов могут быть следующие схемы размещения сква­жин:

а) равномерное по квадратной или треугольной сетке;

б) в виде кольцевых батарей и цепочек скважин;

в) в центральной (сводовой) части залежи по равномерной сетке;

г) неравномерное по площади газоносности.

В связи с тем, что число скважин, потребное для разработки газового месторождения, зачастую соизмеримо (иногда меньше) с числом пробуренных разведочных скважин, на практике наи­более распространено неравномерное размещение скважин на площади газоносности.

3. Необходимость в поддержании пластового давления в за­лежах природного газа возникает при сравнительно высоком содержании в добываемом газе конденсата (такие залежи назы­ваются газоконденсатными).

Наибольшее извлечение конденсата из пласта достигается при поддержании пластового давления путем закачки в него сухого газа (после извлечения из него конденсата). Недостаток этого метода — относительно длительная консервация в залежи запасов газа.

До настоящего времени разработка газовых и газоконденсат­ных месторождений в нашей стране производится на истощение (при газовом режиме или при естественном упруго-водонапорном). За рубежом (в частности, в США) при разработке газоконденсат­ных месторождений имеются случаи обратной закачки в пласты сухого газа (сайклинг-процесс).