Модификация плотности сетки скважин

Под средней плотностью сетки скважин понимается отношение первоначальной площади нефтеносности к числу всех пробуренных (добывающих и нагнетательных) скважин, единица измерения - м²/скв. Различают среднюю плотность добывающих скважин, а также плотность сетки в зоне отбора, определяемое как отношение площади зоны отбора к числу пробуренных в ее пределах добывающих скважин.

Плотность сетки определяется геологическим строением пласта (т.е. зависит от макронеоднородности), коллекторскими свойствами (гидропроводность пласта), и свойствами нефти (вязкость).

применение оптимальной сетки скважин, позволяет повысить коэффициент охвата выработки запасов нефти. Оптимальная сетка определяется в зависимости от числа и порядка (схемы) размещения скважин, которая должна учитывать геологические условия разработки месторождения. Например, в неоднородно-линзовидных пластах уплотнение сетки скважин существенно увеличивает нефтеотдачу.

Каждая скважина дренирует какой то объём пласта, и при одинаковой плотности сетки скважин объем дренируемых запасов может быть различным. С увеличением объемных запасов, приходящихся на скважину, свыше предельной величины, наблюдается падение текущей нефтеотдачи, независимо от расположения скважин на залежи (рис.1).

Кроме того, выработка запасов нефти зависит от того, насколько соответствует время отбора приходящихся на скважину объемных запасов сроку эксплуатации (службы) скважины.

Разработка месторождения первоначально "плотной" сеткой скважин эффективней, чем бурение в дальнейшем уплотняющих скважин. Авторы статьи [72] анализируя результаты бурения на Красноярском месторождении, отмечают, что уплотняющие скважины хотя и были пробурены в начально чисто нефтяной зоне, но на дату их ввода в эксплуатацию эта зона в результате дренирования первичными скважинами превратилась в водонефтяную. Разработка последней характеризуется, как правило, более низкими технологическими показателями.

Промышленные испытания. С целью изучения влияния плотности сетки скважин на процесс заводнения терригенных пластов проводился промышленный эксперимент по разряжению сетки скважин на девонской залежи Бавлинского месторождения, на которой в июне 1958 г. было остановлено около 45% фонда скважин.

По отложениям пашийского горизонта (ДI) в пределах месторождения выделяются шесть самостоятельных залежей нефти. Наиболее крупными из них являются залежи в пределах Бавлинской и Ново-Бавлинской площадей. Зоны замещения в основном отсутствуют и залежи классифицируются как пластово-сводовые. Основная залежь Бавлинского месторождения характеризуется хорошими коллекторскими свойствами (проницаемость - 0,6 мкм², пористость - 21,3 %, нефтенасыщенная толщина - 8 м), низкой степенью прерывистости (коэффициент неоднородности равен 1), насыщенностью маловязкой нефтью - 2,8 мПа×с. Проектный коэффициент извлечения нефти - 0,606, при извлекаемых запасах 67945 тыс.т [75]. Начальные извлекаемые запасы на одну пребывавшую в эксплуатации скважину составили 185,136 тыс. т., а остаточные запасы нефти - 28,983 тыс.т на 01.01.95.

Доэкспериментальный период разработки пласта ДI - это первая стадия разработки нефтяного месторождения, за который было отобрано 12 % от извлекаемых запасов. Процесс разработки характеризовался сравнительно небольшим обводнением добываемой продукции - 2-3 %. Перед началом эксперимента пласт ДI эксплуатировался 189 скважинами, около 65 % добычи обеспечивалось фонтанным способом. Дебит фонтанных скважин составил от 30 до 150 м³/сут. Всего было остановлено 77 добывающих скважин с общей добычей около 5000 т/сут. Более 40 скважин, расположенных в основном в водонефтяной зоне, а также малодебитные скважины работали без изменения режимов эксплуатации. Отбор жидкости из пласта ДI в первые шесть экспериментальных лет (1958-1963 гг.) оставался на уровне 1957 г. за счет изменения режимов работы скважин.

Законтурное заводнение было освоено в 1956-1957 гг, закачка воды в пласт осуществлялась через 26 нагнетательных скважин со среднесуточной закачкой около 18 тыс. м³. К началу эксперимента средневзвешенное давление в зоне отбора составляло 14,8ПМпа, в целом по залежи 17,4 МПа.

Удельная плотность сетки на одну добывающую скважину с началом эксперимента увеличилась с 24 до 48 га/скв.

Первые результаты, проведенные сотрудниками ВНИИнефть и ТатНИПИнефть, показали, что благодаря изменению режимов работы нагнетательных эксплуатационных скважин удалось поддержать отбор жидкости на прежнем уровне.

Оценка величины потерь извлекаемой нефти при разряжении сетки скважин определялась как суммарная добыча нефти, остановленных на эксперимент скважин и вновь пущенных с момента полного обводнения окружающих добывающих скважин. На первом этапе эксперимента (1958 - 1979 гг.) считалось, что потери не превышают 1 % от балансовых запасов нефти. [74]

Оценка нефтеотдачи может проводится несколькими способами. Авторы [75] отмечают, что использование методов, связанных с интегрированием системы дифференциальных уравнений, описывающих движение многофазных жидкостей в пористой среде, на поздней стадии разработки не применяется, вследствие их громоздкости. ********

В данной работе для оценки потерь нефти вследствие разрежения сетки скважин использованы АГПМ для отложений терригенного девона Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, IV (III?) модель.

Рассмотрим три варианта разработки Бавлинского месторождения.

1. Удельная плотность сетки равна 350 условных единиц (усл.ед.), которая обеспечивает балансовые запасы скважины, не превышающие предельной величины; q_зак/q_отб = 1.

2. Удельная плотность сетки равна 554 усл.ед., при которой плотность сетки скважин равна первоначальной проектной величине 23×10⁴ м².

3. Эксперимент по разряжению сетки скважины, при котором плотность сетки равна 46×10⁴ м², что соответствует удельной плотности сетки 820 усл. ед.

Прогноз нефтеотдачи по трем вариантам проводился при помощи IV (III?) модели АГПМ. Параметры, используемые для моделирования приведены в приложении 1,2. Значения главных компонент равны: Z₁=-2,113; Z₂=-0,176; Z₃=-0,312; Z₄=-0,204; Z₅= 1,464.

Полученные результаты сведены в таблицу 6.

Таблица 6

Прогнозная и фактическая нефтеотдача пласта ДI Бавлинского месторождения

Обводненность	Нефтеотдача, %
продукции, %	1 вариант	2 вариант	3 вариант	фактически
	39,9	31,1	20,5	27,7
	48,2	41,3	33,7	40,8
	55,4	49,0	42,1	47,2
	57,4	54,4	51,2	48,7
	59,3	56,5	53,6	49,8
	59,8	57,2	54,4	50,6
	61,0	58,7	56,3	52,4
	63,0	60,7	58,3	54,2*
	63,9	61,6	59,2	55,6*(56,4)

54,2^* и 55,6^* - прогноз по методу И.Г. Пермякова.

Влияние разряжения сетки скважин на нефтеотдачу пласта Д I Бавлинского месторождения

1- прогноз при 1 варианте; 2 - прогноз при 2 варианте; 3 - прогноз при 3 варианте; 4 - фактическая нефтеотдача.

Рис.2

Несоответствие прогноза конечной нефтеотдачи по 3 варианту с фактической объясняется потерей нефти в водонефтяной зоне (ВНЗ). В ВНЗ находится 46 % балансовых запасов пласта Д I, которое предполагалось отобрать скважинами чисто-нефтяной зоны, миграция нефти на большое расстояние (1-3 км) повлекло потерю нефти. [74]

Проводились опытно-промышленные работы по уплотнению сетки скважин на Ново-Хазинской площади Арланского месторождения, с 1968 по 1987 г. где было выделено 3 участка с различной плотностью сетки скважин. Арланское месторождение характеризуется значительной степенью неоднородности пласта и высоковязкой нефтью. Сетку скважин уплотнили с 32 га/скв до 18-24 га/скв и в дальнейшем предполагалось довести до 10-12 га/скв.

Оценим текущую нефтеотдачу и ВНФ опытных участков при помощи АГПМ. Параметры, используемые для моделирования приведены в приложении 3, 4. Значения главных компонент даны в таблице 7.

Таблица 7

Главные	Опытный участок (поле)
компоненты	северное	южное	восточное
Z1	1,6918	2,0706	1,9813
Z2	0,4850	0,2651	0,6150
Z3	1,8502	1,6216	0,9970
Z4	-1,3252	-1,2421	-1,2183
Z5	-0,1961	-0,1636	-0,4350
Z6	0,4743	0,4154	0,4505

Опытные участки Ново-Хазинской площади по расстоянию в многомерном пространстве ближе всего к объектам второй группы. Прогноз нефтеотдачи и ВНФ проводился при помощи IV модели АГПМ. Полученные результаты сведены в таблицу 8, 9.

Таблица 8

Влияние плотности сетки скважин на коэффициент текущей нефтеотдачи и ВНФ на Ново-Хазинской площади.

Обводненность	Текущая нефтеотдача, %
продукции, %	северное поле	южное поле	восточное поле
	прогн.	факт.	прогн.	факт.	прогн.	факт.
	5,5	4,8	4,8	2,2	3,7	0,7
	8,8	6,7	8,6	6,3	6,8	1,0
	9,6	9,8	10,5	8,8	7,2	1,4
	14,3	10,7	16,4	11,0	11,0	4,0
	18,5	15,1	21,2	15,0	18,5	11,2
	23,4	17,9	25,6	16,5	22,3	14,9
	26,7	21,5	30,0	27,0	26,1	17,7
	30,1	24,0	35,9	32,7	29,0	20,3
	36,6	30,8	42,9	37,9	33,1	24,5
	41,1		46,7		36,4
	42,7		49,7		38,1

Таблица 9

Влияние плотности сетки скважин на ВНФ на Ново-Хазинской площади.

Обводненность	Текущий ВНФ
продукции, %	северное поле	южное поле	восточное поле
	прогн.	факт.	прогн.	факт.	прогн.	факт.
	0,03	0,02	0,02	0,02	0,03	0,05
	0,06	0,04	0,06	0,10	0,04	0,07
	0,20	0,12	0,25	0,12	0,25	0,13
	0,42	0,19	0,29	0,23	0,33	0,33
	0,49	0,33	0,43	0,33	0,58	0,57
	0,57	0,34	0,56	0,48	0,68	0,68
	0,82	0,62	0,79	0,88	0,88	0,80
	0,91	0,90	0,99	1,19	1,28	1,13
	1,68	1,72	1,54	1,90	1,86	1,86
	3,01	3,43	3,12	3,76	3,05	3,01
	5,43		5,71		5,97

Выводы:

1. Уплотнение сетки скважин позволяет увеличить коэффициент нефтеотдачи за счет повышения коэффициента охвата дренированием;

2. Уплотнение сетки скважин должно обеспечиваться соответствующем развитием системы заводнения;

3. Бурение уплотняющих скважин на ранней стадии разработки более эффективно, чем на поздней стадии [??].

Снижение нефтеизвлечения в результате работ по разрежению сетки скважин, по оценке различных исследователей, составляют от 4,7% до 12,7 %.По данным авторов работы [75] потери составили 3,1 % в нефтяной зоне, 6,2 % по ВНЗ и 4,7% в среднем по залежи.

Анализ разработки 26 месторождений Урало-Поволжья (карбонатные высокопродуктивные коллектора, пласт А4 башкирского яруса) показал, что разрежение сетки скважин от 10 до 30 га/скв снижает конечную нефтеотдачу на 1,5 - 2 %. (А.В.Гавура, В.И.Колганов)

На всех стадиях разработки необходимо постоянно адаптировать плотность сетки и схему размещения скважин, с учетом систем и видов заводнения.

Обобщение опыта проведенных экспериментов показывает, что объект должен с самого начала эксплуатироваться оптимальной сеткой скважин. При этом потери в нефтеизвлечении будут ниже, чем в случае уплотнения сетки скважин на поздней стадии разработки.