Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 [ 197 ] 198 199 200

ной эффективности вытеснения нефти водой или газом от расстояния, на которое эти жидкости переместились от их исходного положения, отсутствуют.

Если промышленно возможную суммарную добычу ограничить минимальными дебитами со скважин, можно ожидать, что в месторождениях с режимом растворенного газа суммарная добыча возрастает с уменьшением расстояний между скважинами. Величина подобного изменения может быть пренебрежимо малой или иметь практическое значение в зависимости от физических свойств пласта и предельных дебитов нефти к моменту заброса месторождения. В пластах с напором краевых вод даже промышленная суммарная добыча не зависит от расстановки скважин. Теория указывает, что в пластах с напором подошвенных вод промышленно возможная суммарная добыча увеличивается с уплотнением скважин. Это увеличение должно быть приблизительно линейным в изотропных пластах- Когда же эффективная средняя проницаемость пласта по вертикали составляет 1 % или меньше по отношению к средней проницаемости по горизонтали, промышленно возможная добыча возрастает, но медленно, с уменьшением уплотнения скважин в пределах расстояний, обычно применяемых на практике.

Наблюдение показывает, что это влияние имеет место скорее в результате изменения геометрии вытеснения ноднимаюпхимся водонефтяным зеркалом в зависимости от расстановки скважин, чем от реакции пласта на местную эффективность вытеснения нефти в процессе обводнения.

Подвергнутая изучению и оценке фактическая суммарная добыча нефти из 27 месторождений, работавших при режиме растворенного газа, не показала влияния размещения скважин на суммарную нефтеотдачу.

Аналогичные данные по 74 месторождениям с водонапорным эежимом также не показали влияния размещения скважин на фактическую суммарную нефтедобычу, которое можно было бы отделить от других факторов, оказывающих, вероятно, большее влияние на нефтеотдачу, чем расстановка скважин. Однако, исходя из промысловых наблюдений, нельзя сделать вывода, что действительно отсутствует изменение суммарной нефтеотдачи с размещением скважин. Разброс полученных данных показывает, что пластовые и эксплуатационные условия, а также местоположения скважин на структуре имеют при определении суммарной нефтедобычи большее значение, чем расстановка скважин.

Кратковременные испытания над интерференцией давления в скважинах, давшие положительный эффект, показывают наличие быстрой сообщаемости жидкости в пористой среде между испытуемыми скважинами. Испытания с отрицательными результатами показывают лишь верхний предел взаимодействия пластов и жидкостей, свойства которых определяют перенос реакций давления.

При испытаниях на интерференцию с длительностью в несколько дней не следует ожидать видимых реакций, если пласт содержит заметное газонасыщение в нефтяной зоне, а также при условии, что в пласте отсутствуют между испытуемыми скважинами каналы с исключительно высокой проводимостью. Получение отрицательных результатов при испытаниях на интерференцию в переходном состоянии еще не означает недостаточности расстановки скважин для длительной эксплуатации и обеспечения высокой суммарной добычи нефти из данного пласта.

Размещение скважин должно определяться на практике, прежде всего исходя из протяженности пласта и экономических факторов, относящихся к последнему. Первоначальное расстояние между скважинами должно предусматриваться по проекту как можно более редким, допускающим определение контуров залежи, протяженности пласта, выявление общей структуры и пластовых условий. Первоначально скважины должны располагаться на продуктивной площади по такой сетке, которая в дальнейшем обеапечивает сгущающуюся разработку, не нарушая возможностей равномерного дренирования продуктивной площади.

Уплотнение первоначальной сетки следует предпринимать после того, как первичный проект покажет необходимость более тесного размещения скважик вследствие отсутствия непрерывности пласта, а также после устансвления действующего механизма нефтеотдачи, показывающего, что извлекаемая нефть из пласта онравдьзвает расходы по дополнительному бурению.

Минимальным числом скважин для данной залежи, очевидно, является единица в каждом отдельном продуктивном элементе, содержащем запасы, достаточные для покрытия расходов по крайней мере на одну скважину. Максимальное число скважин определяется значением промышленно возможной суммарной добычи с продуктивной площади или из отдельного элемента на ней. Оптимальное размещение скважин располагается между минимальным и максимальным значениями и определяется, исходя из экономического фактора времени. Если бы не последний, то оптимальным числом скважин для данного пласта было бы минимальное количество. Это оптимальное размещение скважин нельзя определить строго, так как даже приблизительные вычисления зависят в значительной степени от действующего режима пласта и характера регулирования процесса эксплуатации.

На месторождениях с водонапорным режимом плотность скважин должна обеспечить разрешенный отбор жидкости из пласта. Отборы должны по возможности ограничиваться производительностью водяного подземного резервуара, питающего нефтяной пласт без непрерывного и избыточного падения давления в последнем. В месторождениях с режимом частичного замещения нефти водой плотность скважин должна контролироваться такой дебитностью месторождения, которая обеспечит макси-

мальную эффективность напора воды и даст приближение к режиму полного замещения.

Однородные пласты с режимом растворейного газа и регулированием отбора при эксплуатации должны разрабатываться с такой плотностью сетки скважин, которая обеспечивает разрешенную добычу из месторождения, если только последняя не связана с числом эксплуатационных скважин.

Плотность сетки скважин для пластов с расширением газовой шапки должна обеспечить получение разрешенной добычи из месторождения, или такой величины общего отбора, которая не намного превосходит скорость гравитационного дренирования нефти вниз но падению пласта при условии, что получающиеся дебиты скважин не слишко!М малы для экономически выгодной эксплуатации.

Общая эффективность суммарной нефтедобычи зависит в большей степени от надлежащего местоположения скважин на структуре, чем от числа пробуренных скважин. За исключением пластов с режимом растворенного газа, общие дебиты, получаемые из месторождений, определяют режим пласта и эффективность нефтеотдачи скорее, чем число работающих скважин.

Плотность скважин сама но себе имеет малое значение, если она только не влияет на эффективность вытеснения нефти из пласта.

Суммарная добыча из нефтяного пласта представляет по существу интегрирОВанный эффект всей динамики его режима и является основным критерием оценки пласта с экономической точки зрения. Так как отдельные стороны режима в течение всего периода разработки меняются со значениями физических параметров горных пород и жидкостей, а также условиями эксплуатации, то меняется и значение суммарной нефтеотдачи. Наблюдаемая суммарная нефтедобыча распределяется в широком интервале значений даже при одном и том же основном механизме нефтеотдачи. Так, среди 25 месторождений с режимом растворенного газа, о которых имеются данные по суммарной нефтедобыче, последняя колебалась от 166 до 722, со средним значением 327 м/гам; от 15 до 50%, в среднем 33%, начального содержания нефти в пласте; от 7 до 34%, в среднем 20%, в процентах порового пространства; от 14 до 53%, в среднем 28%, в процентах конечного насыщения свободным газом. Однако сравнение показывает, что наблюдаемая суммарная добыча, выраженная в долях порового пространства, определена в среднем выше, чем это вытекает из расчетов при режиме исключительно «растворенного газа». Причина этого расхождения неясна, но основным фактором, по всей вероятности, является участие гравитационного дренажа или напора воды при добыче нефти из пласта с режимом «растворенного газа».

Промысловые данные о добыче нефти из пластов с водонапорным режимом более многочисленны. Так, для 69 обследо-