Расположение скважин при вторичных/третичных методах добычи

Нефтяная залежь с газовой шапкой

В случае изолированной нефтяной залежи с газовой шапкой распо­ложение скважин должно учитывать начальное положение газонеф­тяного контакта (ГНК) (рис.3, а). Также, как и в случае нефтя­ной залежи, подстилаемой подошвенной водой, в купольной части залежи, вдоль длинной ее оси, следует пробурить центральный ряд добывающих скважин. Интервал перфорации должен располагаться в нижней части продуктивной толщи.

Подобного рода соображения могут быть использованы при рас­становке скважин на нефтяной залежи с газовой шапкой и подошвенной водой, но с одним существенным отличием: интер­вал перфорации в этом случае должен находиться в нижней части структуры и ближе к ВНК, чем к ГНК (рис.3, б).

Рис.3. Расположение скважин по площади при разработке нефтяной залежи с газовой шапкой: а - запечатанная нефтяная залежь с газовой шапкой. Метод разработки - режим газовой шапки. Интервал перфорации - в нижней части разреза; б - нефтяная залежь с газовой шапкой и подо­швенной водой. Метод разработки - сочетание режима газовой шапки и естественного водонапорного режима. Интервал перфорации - в нижней части разреза, ближе к ВНК

Основным недостатком методов добычи нефти на естественном ре­жиме является падение пластового давления, ведущее к развитию режима растворенного газа и, как следствие, снижению дебитов добывающих скважин и неоправданно низкой конечной нефтеотдаче. Даже водонапорный режим, будучи наиболее эффективным, из всех естественных режимов, часто не обеспечивает 100%-ной ком­пенсации отобранной нефти, внедряемой из законтурной зоны во­дой, что вынуждает прибегать к искусственному заводнению для поддержания пластового давления на должном уровне. Заводнение с закачкой предварительно обработанной морской воды является од­ним из наиболее часто используемых методов поддержания пласто­вого давления при разработке шельфовых месторождений. Другие вторичные методы добычи, такие как закачка растворителей, за­качка газа и/или воды с добавкой различных агентов, также являются конкурентоспособными технологиями, используемыми при разработке морских месторождений нефти.

При разработке относительно небольших по запасам месторождений с использованием вторичных методов добычи, основанных на за­качке воды в пласт, обычно применяется законтурное или приконтурное заводнение с системой расстановки скважин, повторяющей форму залежи или водо-нефтяного контакта (рис. 4, а). В залежах со средними запасами нефти регулярные и нерегулярные площадные системы расстановки, как, например, обращенная пяти- или семиточечная система, обеспечивают, как правило, хорошие по­казатели разработки. При разработке крупных и гигантских место­рождений залежи обычно «разрезаются» рядами нагнетательных скважин на несколько частей, которые разрабатываются с исполь­зованием наиболее подходящих для каждой из частей сеток распо­ложения скважин.

  Рис. 4. Расположение скважин по площади при разработке нефтяной залежи с использованием вторичных методов добычи: а - разработка нефтяной или газовой залежи на режиме заводнения; б - разработка круто­падающей нефтяной залежи на режиме заводнения; в - разработка крутопа­дающей нефтяной залежи с помощью закачки в пласт газа

В случае разработки крутопадающей нефтяной или газовой залежи с использованием заводнения нагнетательные скважины распола­гают в нижней части структуры, а отбор продукции осуществляет­ся из ее верхней части (рис. 4, б). При использовании газа в качестве агента, закачиваемого в пласт для поддержания пластово­го давления, нагнетательные скважины располагаются в верхней части структуры, а добывающие — в нижней ее части с интерва­лом перфорации в нижней части продуктивной толщи (рис. 4, в). Последнее правило остается справедливым при размещении сква­жин на месторождении, разрабатываемом с помощью закачки в пласт углеводородных растворителей.

Такое расположение скважин позволяет создать более благоприят­ные условия вытеснения нефти из залежи и тем самым отсрочить прорыв воды (газа, углеводородного растворителя) в добывающие скважины и увеличить период стабильной добычи нефти. Нагнета­ние в нижнюю часть структуры вытесняющего агента с плотнос­тью выше плотности нефти (например, воды) позволяет избежать более быстрого его продвижения по нижней части пласта и создает условия для более равномерного продвижения фронта вытеснения по всей продуктивной толще. Закачка газов или углеводородных растворителей в вышележащие части структуры предотвращает их преимущественное продвижение по верхней, прикровельной, час­ти пласта и обеспечивает более равномерное продвижение фронта вытеснения нефти. Как следует из теории фильтрации, создание подобного рода фильтрационных потоков в пласте обеспечивает и более полную степень вытеснения нефти, фронтом вытесняющего флюида, позволяя тем самым еще более отсрочить прорыв вытес­няющего агента в добывающие скважины и повысить эффектив­ность процесса разработки.

ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН

Ø Факторы, влияющие на заканчивание скважины

Как известно, скважина является единственным средством ком­муникации с пластом и поэтому проводка скважин и их заканчивание представляет одну из основных статей затрат, связанных с разработкой месторождения.

Основной целью бурения и заканчивания скважины является создание сооружения (т.е. самой скважи­ны), которое сможет обеспечить максимальную прибыль в про­цессе разработки всего месторождения. Идеальный тип заканчивания скважины, который наилучшим образом отвечает поставлен­ной цели, может быть определен следующим образом:

Идеальный тип заканчивания скважины означает такое заканчивание, которое при наименьших полных затратах (включая первоначальные затраты на установку оборудо­вания и его обслуживание) полностью или почти полно­стью соответствует требованиям по эксплуатации сква­жины в течение всего ее жизненного цикла.

Дата добавления: 2014-12-29