Файл: Учебное пособие по дисциплине Геология и геохимия нефти и газа.doc

Региональная закономерность размещения месторождений УВ разного фазового состояния. Эта закономерность проявляется в том, что отдельные региональные структурные элементы НГБ характеризуются преимущественной нефтеносностью или газоносностью. Связана она с различным составом исходного ОВ, разной степенью его катагенеза, термодинамическими условиями миграции и аккумуляции УВ, проявлением дифференциального улавливания УВ, гипсометрическим положением зон и областей нефте- и газонакопления, интенсивностью и направленностью новейших тектонических движений и другими факторами.

Вертикальная зональность, или закономерность, размещения месторождений нефти и газа по интервалам глубин. Эта закономерность прослеживается при сопоставлении выявленных мировых запасов нефти и газа с интервалами глубин их залегания.

Выявленный диапазон глубин размещения месторождений УВ лежит в пределах от нескольких десятков метров от поверхности до 8000 м. Однако статистика показывает, что 90 % всех запасов УВ Земли приходится на глубины от 1 до 3 км. Это так называемая оптимальная зона размещения скоплений УВ. В России и ближнем зарубежье на этих глубинах сосредоточено 95 % запасов нефти и 88 % запасов газа (О.К. Баженова и др; 2000). Запасы уникальных и крупных месторождений, по классификации использовавшейся до 1983 г., также заключены в основном на глубинах до 3,5 км. На относительно небольших глубинах, до 4,5-4,6 км, выявлены и промышленные скопления УВ в фундаменте. Однако это не означает, что большие глубины малоперспективны, поскольку они ещё мало изучены.

На размещение месторождений нефти и газа по интервалам глубин, а также и по стратиграфическим подразделениям, влияет геотектоническим положение НГБ. На древних платформах основная нефтеносность связана с палеозойскими отложениями и наибольшая часть запасов нефти располагается на глубинах до 2,5 км. Максимум запасов лежит чаще всего в интервале 1,7-2,2 км. В НГБ, характеризующихся интенсивным погружением в мезозое, максимальные запасы нефти находится несколько глубже, в интервале 2,0-2,5 км. В бассейнах интенсивного, преимущественно кайнозойского погружения, залежи нефти вскрываются как на окраинах платформ, так и в подвижных поясах на глубинах до 5-6 км и могут быть встречены глубже.

---

Зависимость масштабов нефтегазонакопления от геодинамических типов НГП (НГБ). Наиболее продуктивные НГБ располагаются на периферии континентальных платформ, ограниченных складчатыми сооружениями, на континентальных окраинах и на переходе молодых орогенных систем к океанам. К НГП данных типов приурочено более 90 % числа крупнейших месторождений нефти и газа.

Стратиграфическая зональность размещения месторождений нефти и газа. Стратиграфический диапазон нефтегазоносности лежит в пределах от верхнего протерозоя, включительно, до четвертичной системы. При этом в распределении месторождений нефти и газа наблюдается четыре пика, которые имеют разную интенсивность. Первый и незначительный пик нефтегазоносности, порядка нескольких процентов от количества запасов имеется в венде-кембрии. Далее, в палеозое, наблюдается более существенный пик нефтеносности (порядка 15 %), приходящийся на девон и пик газоносности (порядка 20 %), приходящийся на границу карбона и перми. Главный пик нефтегазоносности проявляется в мезозое и приходится на меловую систему. В ней сосредоточено до 40 % запасов нефти и 50 % запасов газа. Последний пик отмечается в неоген-антропогене (до 15 % нефти и до 30 % газа). Смещение палеозойского газового максимума газа относительно нефтяного О.К. Баженова и др. (2004) объясняют массовым накоплением гумусового ОВ в каменноугольном и пермском периодах и образованием соленосных отложений большой толщины, которые являются хорошими флюидоупорами.

Здесь следует отметить, что в первой половине ХХ в. поисково-разведочное бурение велось на небольших глубинах и, соответственно, первое место по запасам УВ занимали кайнозойские отложения. Вероятно, настоящая схема распределения запасов по глубине и стратиграфическим подразделениям также может измениться с изменением степени разведанности более глубоких и древних горизонтов. Например, сейчас предполагаются большие ресурсы УВ в триасовых отложениях Баренцева и Карского моря. При составлении схемы распределения газа по глубинно-стратиграфическим комплексам необходимо учесть его существование в форме газогидратов, ресурсы которых сосредоточены преимущественно в молодых отложениях и в десятки тысяч раз превышают ресурсы свободного газа.

В.Ф. Раабен (1976) объясняет приуроченность большей части мировых запасов нефти и газа к мезозойским отложениям сравнительно недавним завершением в них процессов генерации и аккумуляции УВ. В палеозойских отложениях эти процессы завершились намного раньше и месторождения в них во многом уже разрушены, а в кайнозойских отложениях процессы генерации и аккумуляции УВ еще продолжаются.

---

---

2.9.5. Контроль знаний модуля 1_9

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ

1. 
   Назовите цель нефтегазогеологического районирования (НГГР)?
   
2. 
   Каковы основные задачи НГГР?
   
3. 
   Назовите таксономические единицы НГГР.
   
4. 
   Назовите главнейшие особенности размещения скоплений нефти и газа.
   
5. 
   Почему нефтегазообразование и нефтегазонакопление связано с осадочными бассейнами?
   
6. 
   Могут ли процессы нефтегазонакопления выходить за пределы осадочных бассейнов?
   
7. 
   Какие территории называются внебассейновыми территориями нефтегазонакопления?
   
8. 
   В чем проявляется неравномерность распространения запасов нефти и газа на Земле?
   
9. 
   Чем обусловлена вертикальная зональность размещения месторождений УВ разного фазового состояния?
   

ТЕСТОВЫЕ ЗАДАНИЯ

1. 
   Нефтегазогеологическое районирование это:
   

1) выделение нефтегазоносных и перспективно нефтегазоносных комплексов в разрезе исследуемых областей земной коры

2) установление закономерных связей регионально нефтегазоносных территорий и акваторий с различными типами крупных геоструктурных элементов земной коры и связанными с ними формациями

3) разделение исследуемой территории на систему соподчиненных нефтегазоносных или возможно нефтегазоносных объектов разного ранга и тектонического строения, с разным составом слагающих формаций и характером нефтегазоносности

2. 
   Нефтегазогеологическое районирование имеет две взаимосвязанные цели:
   

1) создание модели нефтегазообразования и нефтегазонакопления изучаемого региона

2) разделение исследуемой территории на соподчинённые таксономические единицы с разным тектоническим строением и характером нефтегазоносности

3) выбор наиболее оптимальных направлений поисково-разведочных работ на нефть и газ, и повышение их эффективности за счёт использования наиболее рационального комплекса методов

4) выделение нефтегазоносных и перспективно нефтегазоносных комплексов в разрезе исследуемых областей земной коры

5) изучение условий и процессов литогенеза осадочных пород, их нефте- и газоматеринского потенциала, а также характера литолого-стратиграфического разреза в пределах различных структурных элементов изучаемого региона

3. 
   Среди задач нефтегазогеологического районирования выделите две главные:
   

1) изучение тектоники и особенностей формирования тектонических структур изучаемого региона

2) изучение условий и процессов литогенеза осадочных пород, их нефте- и газоматеринского потенциала, а также характера литолого-стратиграфического разреза в пределах различных структурных элементов изучаемого региона

3) изучение гидрогеологических и палеогидрогеологических условий в пределах различных структурных элементов изучаемого региона

4) выделение нефтегазоносных и перспективно нефтегазоносных комплексов в разрезе изучаемого региона

5) установление закономерных связей регионально нефтегазоносных территорий (акваторий), а также месторождений нефти и газа с различными типами структурных элементов земной коры и составляющими их формациями

6) сравнительная дифференцированная оценка перспектив нефтегазоносности различных частей изучаемой территории (акватории)

4. 
   Какие два принципа нефтегазогеологического районирования существуют в настоящее время?
   

1) геотектонический 2) генетический 3) геофизический

4) морфологический 5) геоморфологический 6) геодинамический

5. 
   При нефтегазогеологическом районировании с использованием тектонического принципа используют четыре региональных таксономических единицы:
   

1) зона нефтегазонакопления 2) ареал зон нефтегазонакопления

3) нефтегазоносный район 4) нефтегазоносный бассейн

5) нефтегазоносная область 6) нефтегазоносная провинция

7) нефтегазоносный пояс 8) узел нефтегазонакоапления

6. 
   При нефтегазогеологическом районировании с использованием генетического принципа используют три региональных таксономических единицы:
   

1) зона нефтегазонакопления 2) ареал зон нефтегазонакопления

3) нефтегазоносный район 4) нефтегазоносный бассейн

5) нефтегазоносная область 6) нефтегазоносная провинция

7) нефтегазоносный пояс 8) узел нефтегазонакоапления

7. 
   Среди локальных и региональных категорий скоплений УВ выделяются две локальные:
   

1) зона нефтегазонакопления 2) месторождение

3) нефтегазоносный район 4) залежь

5) нефтегазоносная область 6) нефтегазоносный бассейн

8. 
   Зона нефтегазонакопления это:
   

1) интервалы разреза осадочных пород, в которых проявляются главные фазы нефте- и газообразования

2) ряд смежных и сходных по своему геологическому строению месторождений нефти и газа, приуроченных к единой группе генетически связанных ловушек

3) комплекс пород нефтегазоносных провинций, имеющий относительно единые условия преобразования пород, ОВ и формирования месторождений нефти и газа

9. 
   Среди региональных и глобальных категорий скоплений УВ выделяются пять региональных:
   

1) зона нефтегазонакопления 2) нефтегазоносный район

3) нефтегазоносная область 4) нефтегазоносная провинция

5) пояс нефтегазонакопления 6) ассоциация нефтегазоносных провинций

7) узел нефтегазонакопения 8) полюс нефтегазонакопления

9) нефтегазоносный бассейн

10. 
    Выделяются три главнейших закономерности размещения скоплений нефти и газа:
    

а) приуроченность скоплений к осадочным бассейнам до фундамента включительно

б) группирование месторождений в нефтегазоносные районы и области

в) концентрация основных мировых запасов нефти и газа, как в небольшом числе крупных и уникальных месторождений, так и в небольшом числе НГБ

г) разделение залежей на одно- и двухфазные

д) наличие в разрезе НГБ вертикальной зональности фазового состояния залежей УВ

е) наличие залежей в фундаменте НГБ


10.ОСНОВЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ

МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Цель изучения – получить знание об объекте разработки месторождения, в котором содержатся промышленные запасы нефти, газа и конденсата и группе скважин, при помощи которых он разрабатывается, о системе разработки месторождения, т.е. последовательности и темпе разбуривания, методах воздействия на пласты, числе, соотношении и расположении нагнетатаельных, добывающих и резервных скважин.

Задачи-изучить:

• 
  -Методику выделения объектов разработки;
  
• 
  -Классификацию и характеристику систем разработки
  

Уметь:

• 
  Различать системы разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных объектов;
  
• 
  Определять возможности применения различных методов увеличения нефтеотдачи и конденсатотдачи.
  

10.1.ОБЪЕКТ И СИСТЕМА РАЗРАБОТКИ
Нефтяные и нефтегазовые месторож­дения - это промышленные скопления углеводородов в земной коре, приуроченные к одной или нескольким локализованным геологическим структурам, т.е. структурам, находящимся вблизи одного и того же географического пункта. Залежи углеводоро­дов, входящие в месторождения, обычно находятся в пластах или массивах горных, пород, имеющих различное распростране­ние под землей, часто - различные геолого-физические свойст­ва. Во многих случаях отдельные нефтегазоносные пласты раз­делены значительными толщами непроницаемых пород или на­ходятся только на отдельных участках месторождения.

Такие обособленные или отличающиеся по свойствам пласты разрабатывают различными группами скважин, иногда при этом используют разную технологию.

Введем понятие об объекте разработки месторождения. Объ­ект разработки - это искусственно выделенное в пределах разрабатываемого месторождения геологическое образование (пласт, массив, структура, совокупность пластов), содержащее промышленные запасы углеводородов, извлечение которых из недр осуществляется при помощи группы скважин. Разработчики, пользуясь распространенной у нефтяников терминологией, обычно считают, что каждый объект разрабатывается "своей сеткой скважин". Необходимо подчеркнуть, что сама природа не создает объекты разработки - их выделяют люди, разрабатывающие месторождение. В объект разработки может быть включен один, несколько или все пласты месторож­дения.

Основные особенности объекта разработки - наличие в нем промышленных запасов нефти и определенная группа скважин, при помощи которых он разрабатывается. При этом нельзя утверждать обратное, поскольку од­ними и теми же скважинами можно разрабатывать различные объекты путем использования технических средств для одновре­менно-раздельной эксплуатации.

Чтобы лучше усвоить понятие объекта разработки, рассмот­рим пример. Пусть имеем месторождение, разрез которого пока­зан на рисунке . Это месторождение содержит три пласта, отлича­ющиеся толщиной, областями распространения насыщающих их углеводородов и физическими свойствами (табл. …). При этом подошва пласта 1 находится на расстоянии 15 м от кровли пласта 2, а подошва пласта 2 отстоит по вертикали от кровли пласта 3 на 1000 м.

В таблице приведены основные свойства пластов 1, 2 и 3, залегающих в пределах месторожде­ния. Можно утверждать, что на рассматриваемом месторожде­нии целесообразно выделить два объекта разработки, объединив пласты 1 и 2 в один объект разработки (объект 1), а пласт 3 разрабатывать как отдельный объект (объект П).

Таблица 22.

Геолого-физические свойства	Пласт (см. рис …)
	1	2	3
Извлекаемые запасы нефти, млн. т Толщина, м Проницаемость, 10-3 мкм2 Вязкость нефти, 10-3 Па • с	200,0 10,0 100,0 50	50,0 5,0 150,0 60	70,0 15,0 500,0 3

Включение пластов 1 и 2 в один объект обусловлено тем, что они имеют близкие значения проницаемости и вязкости нефти и находятся на небольшом расстоянии друг от друга по вертика­ли. К тому же извлекаемые запасы нефти в пласте 2 сравни­тельно невелики. Пласт 3 хотя и имеет меньшие по сравнению с пластом 1 извлекаемые запасы нефти, но содержит маловяз­кую нефть и высокопроницаемый. 'Следовательно, скважины, вскрывшие этот пласт, будут высокопродуктивными. Кроме того, если пласт 3, содержащий маловязкую нефть, можно разрабо­тать с применением обычного заводнения, то при разработке пластов 1 и 2, характеризующихся высоковязкой нефтью, при­дется с начала разработки применять иную технологию, например вытеснение нефти горячей водой, растворами полиакриламида (загустителя воды) или при помощи внутрипластового го­рения.

Вместе с тем следует учитывать, что, несмотря на существен­ное различие параметров пластов 1, 2 и 3, окончательное реше­ние о выделении объектов разработки принимают на основе анализа технологических и технико-экономических показателей различных вариантов объединения пластов в объекты разработ­ки.

Объекты разработки иногда подразделяют на следующие ви­ды: самостоятельный, т.е. разрабатываемый в данное время, и возвратный, т.е. тот, который будет разрабатываться скважина­ми, эксплуатирующими в этот период другой объект.

Системой разработки нефтяного месторождения следует называть совокупность взаимосвязанных инженерных решений, определяющих объекты разработки; последовательность и темп их разбуривания и обустройства; методы воздействия на пласты с целью извлечения из них нефти и газа; число, соотношение и расположение нагнетательных и добывающих скважин; Число резервных скважин, управление разработкой месторождения, охрану недр и окружающей среды. Построить систему разработки месторождения означает найти и осуществить указанную выше совокупность инженерных решений.

Важная составная часть создания такой системы выделение объектов разработки. Поэтому рассмотрим этот вопрос более подробно. Заранее можно сказать, что объединение в один объект как можно большего числа пластов на первый взгляд всегда представляется выгодным, поскольку при таком объединении по­требуется меньше скважин для разработки месторождения в це­лом. Однако чрезмерное объединение пластов в один объект мо­жет привести к существенным потерям в нефтеотдаче и в конечном счете к ухудшению технико-экономических показателей.

На выделение объектов разработки влияют следующие фак­торы.

1. Геолого-физические свойства пород-коллекторов нефти и газа. Резко отличающиеся по проницаемости, общей и эффек­тивной толщине, а также неоднородности пласты во многих случаях нецелесообразно разрабатывать как один объект, по­скольку они могут существенно отличаться по продуктивности, пластовому давлению в процессе их разработки и, следовательно, по способам эксплуатации скважин, скорости выработки запасов нефти и изменению обводненности продукции.

Для различных по площадной неоднородности пластов могут быть эффективными различные сетки скважин, так что объеди­нять такие пласты в один объект разработки может оказаться нецелесообразным. В сильно неоднородных по вертикали плас­тах, имеющих отдельные низкопроницаемые пропластки, не со­общающиеся с высокопроницаемыми, бывает трудно обеспечить приемлемый охват объекта воздействием по вертикали вследст­вие того, что в активную разработку включатся только высоко­проницаемые пропластки, а низкопроницаемые прослои не под­вергнутся воздействию закачиваемым в пласт агентом (водой, газом). С целью повышения охвата таких пластов разработкой их стремятся разделить на несколько объектов.

2. Физико-химические свойства нефти и газа. Важное значе­ние при выделении объектов разработки имеют свойства нефтей. Пласты с существенно различной вязкостью нефти бывает нецелесообразно объединять в один объект, так как их можно разрабатывать с применением различной технологии извлече­ния нефти из недр, с различными схемами расположения и плотностью сетки скважин. Резко различное содержание пара­фина, сероводорода, ценных углеводородных компонентов, про­мышленное содержание других полезных ископаемых также мо­жет стать причиной невозможности совместной разработки пла­стов как одного объекта вследствие необходимости использова­ния существенно различной технологии извлечения нефти и других полезных ископаемых из пластов.

3. Фазовое состояние углеводородов и режим пластов. Раз­личные пласты, залегающие сравнительно недалеко друг от друга по вертикали и имеющие сходные геолого-физические свойства, в ряде случаев бывает нецелесообразно объединять в один объект в результате различного фазового состояния плас­товых углеводородов и режима пластов. Так, если в одном плас­те имеется значительная газовая шапка, а другой разрабатыва­ется при естественном упруговодонапорном режиме, то объеди­нение их в один объект может оказаться нецелесообразным, так как для их разработки потребуются различные схемы располо­жения и числа скважин, а также разная технология извлечения нефти и газа.

4. Условия управления процессом разработки нефтяных мес­торождений. Чем больше пластов и пропластков включено в один объект, тем технически и технологически труднее осуще­ствлять контроль за перемещением разделов нефти и вытесня­щего ее агента (водонефтяных и газонефтяных "контактов") в отдельных пластах и пропластках, труднее осуществлять раз­дельное воздействие на пропластки и извлечение из них нефти и газа, труднее изменять скорости выработки пластов и пропла­стков. Ухудшение условий управления разработкой месторожде­ния ведет к уменьшению нефтеотдачи.

5. Техника и технология эксплуатации скважин. Могут быть многочисленные технические и технологические причины, при­водящие к целесообразности или нецелесообразности примене­ния отдельных вариантов выделения объектов. Например, если из скважин, эксплуатирующих какой-то пласт или группы плас­тов, выделенные в один объект разработки, предполагается от­бирать настолько значительные дебиты жидкости, что они будут предельными для современных средств эксплуатации скважин, то дальнейшее укрупнение объектов окажется невозможным по технической причине.

В заключение следует еще раз подчеркнуть, что влияние каждого из перечисленных факторов на выбор объектов разра­ботки должно быть сначала подвергнуто технологическому и технико-экономическому анализу и только после него можно принимать решение о выделении объектов разработки.
10.2.КЛАССИФИКАЦИЯ И ХАРАКТЕРИСТИКА СИСТЕМ РАЗРАБОТКИ
Данное ранее определение системы разработки нефтяного месторождения - общее, охватывающее весь ком­плекс инженерных решений, обеспечивающих ее построение для эффективного извлечения полезных ископаемых из недр. Для характеристики различных систем разработки месторожде­ний в соответствии с этим определением системы необходимо использовать большое число параметров. Однако на практике системы разработки нефтяных месторождений различают по двум наиболее характерным признакам:

наличию или отсутствию воздействия на пласт с целью из­влечения нефти из недр;

расположению скважин на месторождении.

По этим признакам классифицируют системы разработки нефтяных месторождений.

Можно указать четыре основных параметра, которыми харак­теризуют ту или иную систему разработки.

1. Параметр плотности сетки скважин S_c, равный площади нефтеносности, приходящейся на одну скважину, независимо от того, является скважина добывающей или нагнетательной. Если площадь нефтеносности месторождения равна S, а число сква­жин на месторождении n, то

S_c = S / n. (10.1)

Размерность [ S_c ] = м²/скв. В ряде случаев используют пара­метр S_сд, равный площади нефтеносности, приходящейся на одну добывающую скважину.

2. Параметр А.П. Крылова N_kp, равный отношению извлекае­мых запасов нефти N к общему числу скважин на месторожде­нии:

N_kp = N / n (10.2)

Размерность параметра [N _kp] =тонн / скв.

3. Параметр ω, равный отношению числа нагнетательных скважин n_н к числу добывающих скважин n_д:

ω= n_н / n_д (10.3)

Параметр ω безразмерный.

4.Параметр ω_р, равный отношению числа резервных сква­жин, бурящихся дополнительно к основному фонду скважин на месторождении, к общему числу скважин. Резервные скважины бурят с целью вовлечения в разработку частей пласта, не охва­ченных разработкой в результате выявившихся в процессе экс­плуатационного его разбуривания не известных ранее особенно­стей геологического строения этого пласта, а также физических свойств нефти и содержащих ее пород (литологической неодно­родности, - тектонических нарушений, неньютоновских свойств нефти и т.д.). Если число скважин основного фонда на место­рождении составляет n, а число резервных скважин n_р, то

ω_p= n_p / n (10.4)

Параметр ω_p безразмерный.

Имеется еще ряд параметров, характеризующих системы разработки нефтяных месторождений с точки зрения геометрии расположения скважин, таких, как расстояния между рядами


Рис. 36 Расположение скважин по четы­рех- (а) и трехточечной (б) сеткам:

1. - условный контур нефтеносности; 2 - добывающие скважины

Рис. 37 Расположение скважин с учетом водо- и газонефтяного разделов:

1 - внешний контур нефтеносности; 2 - внутренний контур нефтеносности;

3 - добывающие скважины;. 4 - внеш­ний контур газоносности; 5 - внутрен­ний контур газоносности

скважин, между скважинами в рядах и т.д. Об этих параметрах будет сказано ниже.

Применяют следующую классификацию систем разработки нефтяных месторождений по двум указанным выше признакам.

1. Системы разработки при отсутствии воздействия на плас­ты. Если предполагается, что нефтяное месторождение будет разрабатываться в основной период при режиме растворенного газа, для которого характерно незначительное перемещение водонефтяного раздела, т.е. при слабой активности законтурных вод, то применяют равномерное, геометрически правильное рас­положение скважин по четырех- (рис. 36, а) или трехточечной (рис. 36, б), сетке. В тех же случаях, когда предполагается определенное перемещение водонефтяного и газонефтяного разде­лов, скважины располагают с учетом положения этих разделов

(рис. 37).

Параметр плотности сетки скважин S_c, может изменяться в очень широких пределах для систем разработки без воздейст­вия на пласт. Так, при разработке месторождений высоковязких нефтей (вязкостью в несколько тысяч 10^-3 Па • с) он может со­ставлять 1-2 • 10⁴ м² / скв. Нефтяные месторождения с низко­проницаемыми коллекторами (сотые доли мкм²) разрабатывают при S_c = 10 ÷ 20 • 10⁴ м²/скв. Конечно, разработка как место­рождений высоковязких нефтей, так и месторождений с низко­проницаемыми коллекторами при указанных значениях S_c может быть экономически целесообразной при значительных толщинах пластов, т.е. при высоких значениях параметра А.П. Крылова или при небольших глубинах залегания разраба­тываемых пластов, т.е. при небольшой стоимости скважин. Для разработки обычных коллекторов

S_c= 25 ÷ 64 • 10⁴ м² / скв.

При разработке месторождений с высокопродуктивными трещиноватыми коллекторами S_c может быть равен

70 -100 • 10⁴ м² / скв. и более.

Параметр N_кр также изменяется в довольно широких преде­лах. В некоторых случаях он может быть равен одному или не­скольким десяткам тысяч тонн нефти на скважину, в других -доходить до миллиона тонн нефти на скважину. Для равномер­ной сетки скважин средние расстояния l между скважинами (см. рис. 36) вычисляют по следующей формуле:

l=S_c^1/2, где l - в м, а S_c - в м² / скв. (10.5)

Формулу (8.5) можно использовать для вычисления средних условных расстояний между скважинами при любых схемах их расположения.

Для систем разработки нефтяных месторождений без воздей­ствия на пласт параметр со, естественно, равен нулю, а пара­метр ω может составлять 0,1 - 0,2, хотя резервные скважины в основном предусматривают для систем с воздействием на неф­тяные пласты.

Системы разработки нефтяных месторождений без воздейст­вия на пласты применяют редко, в основном в случае длительно эксплуатируемых сильноистощенных месторождений, разработ­ка которых началась задолго до широкого развития методов за­воднения (до 50-х гг.); при разработке сравнительно небольших по размерам месторождений с активной законтурной водой, мес­торождений, содержащих сверхвязкие неглубоко залегающие нефти, или месторождений, сложенных низкопроницаемыми глинистыми коллекторами. В США разработка месторождений без воздействия на нефтяные пласты продолжает осуществлять­ся в больших, чем в России, масштабах, особенно в случаях пластов с трещинными коллекторами при высоком напоре за­контурных вод.

2. Системы разработки с воздействием на пласты.

2.1. Системы с законтурным воздействием (заводнением). На рис. 38 в плане и в разрезе показано расположение добывающих показано расположение добывающих и нагнетательных скважин при разработке нефтяного месторождения с применением законтурного заводнения. Здесь два ряда добыва­ющих скважин пробу­рены вдоль внутренне­го контура нефтеносно­сти. Кроме того, имеет­ся один центральный ряд добывающих сква­жин. Помимо параметра S_c для характеристики систем с законтурным заводнением мож­но использовать дополнительные параметры, такие, как рассто­яние между контуром нефтеносности и первым рядом добываю­щих скважин l_{0 1}, первым и вторым рядом добывающих скважин l_{1 2} и т.д., а также расстояния между добывающими скважинами 2σ_c.



Рис.38 Расположение сква­жин при законтурном заводне­нии:

1 - нагнетательные скважи­ны; 2 - добывающие скважи­ны; 3 нефтяной пласт; 4 внешний контур нефтеносно­сти; 5 - внутренний контур нефтеносности

Помимо параметра S_c для характеристики систем с законтурным заводнением мож­но использовать дополнительные параметры, такие, как рассто­яние между контуром нефтеносности и первым рядом добываю­щих скважин l_{0 1}, первым и вторым рядом добывающих скважин l_{1 2} и т.д., а также расстояния между добывающими скважинами 2σ_c. Нагнетательные скважины расположены за внешним конту­ром нефтеносности. Размещение трех рядов добывающих сква­жин (см. рис. 38) характерно для сравнительно небольших по ширине месторождений. Так, при расстояниях между рядами, а также между ближайшим к контуру нефтеносности рядом и самим контуром нефтеносности, равных 500--600 м, ширина месторождения b составляет 2-2,5 км. При большей ширине месторождения на его нефтеносной площади можно располо­жить пять рядов добывающих скважин. Однако дальнейшее увеличение числа рядов скважин, как показали теория и опыт разработки нефтяных месторождений, нецелесообразно. При числе рядов добывающих скважин больше пяти центральная часть месторождения слабо подвергается воздействию закон­турным заводнением, пластовое давление здесь падает, и эта часть разрабатывается при режиме растворенного газа, а затем после образования ранее не существовавшей (вторичной) газовой шапки - при газонапорном. Естественно, законтурное за­воднение в данном случае окажется малоэффективным воздейст­вием на пласт.

Системы разработки нефтяного месторождения с применени­ем законтурного заводнения, как и все системы с воздействием на пласт, отличаются от систем без воздействия на пласт, как правило, большими значениями параметров S_c, и N_кр, т.е. более редкими сетками скважин. Эта особенность при воздействии на пласт связана, во-первых, с получением болящих дебитов сква­жин, чем при разработке без воздействия на пласт, что позво­ляет обеспечить высокий уровень добычи нефти из месторожде­ния в целом меньшим числом скважин. Во-вторых, она объясня­ется возможностью достижения при воздействии на пласт боль­шей нефтеотдачи и, следовательно, возможностью установления больших значений извлекаемых запасов нефти, приходяшихся на одну скважину.

Параметр ω для систем с законтурным заводнением колеб­лется в широких пределах от 1 до 1/5 и менее.

Параметр ω для всех систем разработки нефтяных место­рождений с воздействием на пласт колеблется примерно в пределах 0,1- 0,3.

2.2. Системы с внутриконтурным воздействием, получившие в нашей стране наибольшее развитие при разработке нефтяных месторождений, используют не только при воздействии на пласт путем заводнения, но и при других технологиях разра­ботки, применяемых с целью повышения нефтеотдачи пластов.

Подразделяются эти системы на рядные и площадные сис­темы.

2.2.1. Рядные системы разработки. Разновидность их - бло­ковые системы. При этих системах на месторождениях, обычно в направлении, поперечном их простиранию, располагают ряды добывающих и нагнетательных скважин. Практически применя­ют одно-, трех- и пятирядную схемы расположения скважин, представляющие собой соответственно чередование одного ряда добывающих скважин и ряда нагнетательных скважин, трех ря­дов добывающих и одного ряда нагнетательных скважин, пяти рядов добывающих и одного ряда нагнетательных скважин. Более пяти рядов добывающих скважин обычно не применяют по той же причине, что и при законтурном заводнении, так как в этом случае в центральной части полосы нефтеносной площа­ди, заключенной между рядами нагнетательных скважин, воздействие на пласт заводнением ощущаться практически не будет, в результате чего произойдет падение

пластового давле­ния с соответствующими последствиями.

Рис 39 Схема расположения скважин при однорядной системе разработки:

1 - контур нефтеносности; 2 - нагнетательная скважина; 5 - добывающая сква­жина; 4 элемент однорядной системы разработки

---

Число рядов в рядных системах нечетное вследствие необ­ходимости проводки центрального ряда скважин, к которому предполагается стягивать водонефтяной раздел при его переме­щении в процессе разработки пласта. Поэтому центральный ряд скважин в этих системах часто называют стягивающим рядом.Однорядная система разработки. Расположение сква­жин при такой системе показано на рис. 39. Рядные системы разработки необходимо характеризовать уже некоторыми иными параметрами (помимо указанных четырех основных). Так, поми­мо расстояния между нагнетательными скважинами 2σ_н и рас­стояния между добывающими скважинами 2σ_с следует учитывать ширину блока или полосы L_n (см. рис. 8.5).

Параметр плотности сетки скважин S_c и парметр N_кр для одно-, трех- и пятирядной систем могут принимать примерно та­кие же или большие значения, что и для систем с законтурным заводнением. О значении параметра ω_р уже было сказано. Параметр ω для рядных систем более четко выражен, чем для системы с законтурным заводнением. Однако он может коле­баться в некоторых пределах. Так, например, для рассматривае­мой однорядной системы ω ≈ 1. Это значит, что число нагнета­тельных скважин примерно (но не точно!) равно числу добыва­ющих, поскольку число этих скважин в рядах и расстояния 2σ_н и 2σ_с могут быть различными. Ширина полосы при использова­нии заводнения может составлять 1-1,5 км, а при использова­нии методов повышения нефтеотдачи - меньшие значения.

Поскольку в однорядной системе число добывающих скважин примерно равно числу нагнетательных, то эта система очень интенсивная. При жестком водонапорном режиме дебаты жид­кости добывающих скважин равны расходам закачиваемого аген­та в нагнетательные скважины. Эту систему используют при разработке низкопроницаемых, сильнонеоднородных пластов с целью обеспечения более высокого темпа разрйботки и охвата пластов воздействием, а также при проведении опытных работ на месторождениях по испытанию технологии методов повыше­ния нефтеотдачи пластов, поскольку она обеспечивает возмож­ность быстрого получения тех или иных результатов. Вследст­вие того, что по однорядной системе, как и по всем рядным сис­темам, допускается различное число нагнетательных и добываю­щих скважин в рядах, можно нагнетательные скважины исполь­зовать для воздействия на различные пропластки с целью повышения охвата неоднородного пласта разработкой.

Во всех системах с геометрически упорядоченным располо­жением скважин можно выделить элементарную часть (эле­мент), характерную для данной системы в целом. Складывая элементы, получают всю систему разработки месторождения.

---