11.2. Системи розробки

ДЛЯ ОКРЕМИХ НАФТОГАЗОНОСНИХ ПЛАСТІВ,

ВІДСТАНІ МІЖ ВИДОБУВНИМИ СВЕРДЛОВИНАМИ

Існує багато родовищ вуглеводнів, у розрізі яких є лише один продуктивний пласт, а якщо є декілька продуктивних пластів, то во­ни відрізняються за своїми характеристиками і їх не можна об'єднувати в

єдиний експлуатаційний об'єкт. Розробку таких родовищ здійснюють за окремим планом для кожного продуктивного пласта. Тому виникає проб­лема: як треба розташовувати видобувні свердловини в плані; які відстані між ними доцільно прийняти і за якою сіткою їх розробляти (рівномірною або нерівномірною).

Зазвичай цю проблему вирішують геологи разом із спеціалістами з розробки нафтових і газових родовищ, починаючи ще з періоду буріння розвідувальних свердловин і до кінцевої стадії розвідки — промислової оцін­ки родовища. Це робиться з метою, щоби була можливість ефективного переведення розвідувальних свердловин до категорії видобувних.

11.2.1. Рівномірна сітка розташування свердловин

На окремих пластах нафти і газу застосовують рівномірні форми сіток розташування свердловин. У свою чергу, рівномірні форми сі­ток підрозділяють на трикутну і квадратну сітки.

У нафтогазоносних районах колишнього Радянського Союзу здебіль­шого застосовували трикутну форму сіток розташування видобувних свердловин (рис. 11.2). У разі застосування цієї форми сітки відстань між видобувними свердловинами визначали за формулою

Уже у 1950-х роках від цієї формули визначення відстані між видобув­ними свердловинами майже повністю відмовились через такі причини.

1. Наведену формулу можна застосовувати, якщо продуктивний пласт є ідеально однорідним. Якщо пласт неоднорідний, то, як показала прак­ тика, експлуатаційні свердловини, що опинились на ділянках з погірше­ ними колекторними властивостями, не дають запланованих дебітів з про­ дуктивного горизонту. Для свердловин, які увійшли у продуктивний пласт з кондиційними колекторними властивостями, доводилось значно підви­ щувати норму відбору продукції для забезпечення виконання плану в ці­ лому по родовищу. Це обов'язково призводило до порушення балансу між припливом продукції до вибоїв видобувних свердловин і відбором продукції з пласта, що впливало на виникнення аварійних ситуацій у та­ ких свердловинах.

2. Дуже важко було визначити площу живлення, що припадає на одну видобувну свердловину в пласті, оскільки цей параметр пласта залежить від багатьох факторів, які на початку експлуатації пласта точно визначити не­ можливо.

3. На деяких нафтогазових родовищах, згідно з підрахунками за зга­ даною формулою, видобувні свердловини розташовували на дуже малих

відстанях одну від одної. Наприклад: на родовищах Апшеронського півост­рова (Азербайджан) відстань між видобувними свердловинами дорівнювала 25 м і менше. Швидкість припливу нафти до вибоїв видобувних свердло­вин по пласту на таких ділянках була значно меншою порівняно із швидкістю відбору продукції з цих свердловин. Виникали аварійні ситуації (зазвичай швидко виходили з ладу насосні прилади), доводилось зупиняти роботу 75 % і більше видобувних свердловин від їх загальної кількості. Ви­добуток нафти на таких ділянках ставав нерентабельним. Аналогічні не­доліки в процесі розробки продуктивних пластів з розташуванням видо­бувних свердловин за рівномірною трикутною формою сіток з малими від­станями між свердловинами виникали і в інших нафтогазоносних районах (у Терсько-Каспійській западині, Волго-Уральській нафтогазоносній про­вінції та ін.).

Аналогічно, як і в нафтогазоносних регіонах Радянського Союзу, аме­риканські нафтовики в 1960-х роках майже повністю відмовились від цієї формули визначення відстані між видобувними свердловинами за тими са­мими причинами, що і для трикутної форми сітки розташування свердло­вин.

Нині рівномірні форми сіток розташування видобувних свердловин застосовують лише після детального вивчення зміни колекторних власти­востей в продуктивному горизонті по площі і товщині або якщо пласт за колекторними властивостями майже повністю однорідний. Найліпші ре­зультати застосування рівномірної сітки розташування видобувних сверд­ловин (трикутної, квадратної) в однорідних пластах отримано переважно для умов пружного режиму, а також режиму розчиненого газу роботи пласта.

11.2.2. Нерівномірні сітки розташування свердловин

Нерівномірні сітки розташування видобувних свердловин застосовують на родовищах нафти і газу з 1930-х років, але найбільшого поширення вони зазнали починаючи з 1960-х років. За такими сітками розташовують видобувні свердловини, якщо родовища вуглеводнів приуро­чені до пасток, пов'язаних з тектонічними структурами.

Існують два різновиди нерівномірних сіток розташування видобувних свердловин:

• кільцевий;

• лінійних рядів.

За кільцевої системи видобувні свердловини розташовують на структу­рах по замкнутих концентричних кільцях уздовж контуру нафтоносності. В процесі видобутку з цих свердловин нафти або газу і поступового їх обвод­нення вводять у роботу наступні свердловини, які розташовані також по концентричному кільцю вище в напрямку до склепіння структури. Сверд­ловини, які обводнилися, можуть бути переведені до категорії нагніталь­них. У міру видобутку продукції з нафтового пласта і руху контуру нафто­носності до другого ряду (кільця) видобувних свердловин та їх обводнення вводять в роботу видобувні свердловини наступного концентричного кіль­ця у присклепінній частині структури.

У деяких випадках напрямок розробки нафтового пласта здійснюють навпаки — від склепіння до периферійних ділянок (тобто в напрямку крил і перикліналей структури). Такі системи розробки одержали назву повзучих. Якщо видобувні свердловини по кільцях вводять до роботи від крил і пе­рикліналей в напрямку склепінь, то такі системи називають повзучими вгору по падінню пласта.

Коли кільця видобувних свердловин послідовно вводять до роботи від склепінь у напрямку крил і перикліналей, то систему називають повзучою вниз по падінню пласта (рис. 11.4).

Системи вгору по падінню пласта застосовують за ефективних режимів роботи нафтового пласта, системи вниз по падінню — за неефективних во­донапірних режимів, а також режимів пружних і гравітаційних і якщо про­дуктивний пласт має погіршені колекторні властивості порід на крилах та перикліналях структури, до якої він належить.

Систему розробки, за якою розбурювання нафтового (газового) пласта розтягується на певний період часу (до 2 років і більше), називають спо­вільненою. Вона може бути повзучою (розглянуто вище) і згущувальною.

За згущувальної системи розробки продуктивний пласт розбурюють свердловинами за сіткою розташування видобувних свердловин, обґрунтова­ною у плані розробки для цього пласта (трикутною або квадратною). Першу чергу свердловин розташовують на великих дистанціях між ними, а наступні групи свердловин — на все менших і менших відстанях між ними до повно­го розбурювання пласта згідно з прийнятою кінцевою густотою сітки.

Розташування видобувних свердловин залежить також від форми струк-тури-пастки.

На антиклінальних структурах, що належать до типу куполів, видобув­ні свердловини розташовують точно по округлих кільцях або згідно з фор­мою структури. У разі сповільненої повзучої системи вгору по пласту пер­ше кільце видобувних свердловин розташовують біля контуру нафтонос­ності, наступне — вище в напрямку до склепіння структури. Ці свердлови­ни бурять у міру обводнення свердловин першого ряду. Третій ряд бурять ще вище і так далі, доки структура-пастка не буде розбурена повністю ви­добувними свердловинами (рис. 11.4, а).

Якщо структури-пастки належать до брахіантикліналей або лінійно ви­тягнутих структур, видобувні свердловини першого, другого, третього та більших порядків закладають по еліпсоїдноподібних кільцях згідно з фор­мою структури (рис. 11.4, а, б).

Сповільнені системи вгору по падінню пласта застосовують переважно в умовах водонапірного режиму роботи пласта.

За сповільненої повзучої системи вниз по падінню пласта порядок розташування видобувних свердловин такий самий, але розбурювання структур-пасток (як куполоподібних, так і брахіантиклінальних і лінійно витягнутих структур) розпочинають із склепінної ділянки структур і на-

ступні ряди видобувних свердловин бурять у напрямку крил і перикліналей (рис. 11.4, в, г). Якщо структура, до якої належить продуктивний пласт, є лінійно витягнутою, то перший ряд видобувних свердловин доцільно роз­ташовувати вздовж великої осі структури.

Ряди видобувних свердловин часто називають батареями.

Сповільнені повзучі системи вниз по падінню пласта застосовують пе­реважно в умовах режимів пружних і розчиненого газу в комбінації їх зі слабонапірними режимами.

Особливий підхід до питання розташування видобувних свердловин потрібний для розробки нафтових і газових покладів, що належать до мо-ноклінально залягаючих пластів, лінз, так званих рукавоподібних покладів, які приурочені до ерозійних долин русел давніх річок, а також скупчень нафти і газу, пов'язаних із зануреними дельтами давніх річок. На моно-клінально залягаючих пластах поклади нафти і газу приурочені до колек­торів, що виклинюються або літологічно заміщуються непроникними по­родами, і до лінз. Для вирішення питання, як доцільно розташовувати ви­добувні свердловини під час розбурювання таких покладів, слід використо­вувати карти нульових ефективних нафтонасичених (газонасичених) тов­щин пластів для того, щоб видобувні свердловини потрапляли в межі пла­ста, де він є продуктивним.

У разі застосування сповільненої згущувальної системи розробки наф­тових і газових покладів на монокліналях, якщо поклад нафти або газу має водонапірний режим, обов'язковим є розбурювання покладу вгору по плас­ту (рис. 11.5).

Ряди видобувних свердловин поступово вводять до буріння (якщо сверд­ловини пробурені, то в розробку). За системою вгору по падінню пласта у міру обводнення першого ряду свердловин, розташованого вздовж контуру нафтоносності, після їх обводнення вводять у буріння (розробку) другий ряд і так далі. Якщо на режимах розчиненого газу, пружних режимах пра­цюють лише нафтові поклади, що належать до монокліналі, то застосову­ють сповільнену повзучу систему вниз по падінню пласта. Якщо поклад нафти або газу належить до ділянок, чітко обмежених непроникними по­родами, тобто до лінз, то доцільно застосовувати сповільнені, рівномірно згущувальні системи розробки.

Рукавоподібні нафтогазові поклади вперше були встановлені (як особ­ливий тип покладів) російськими фахівцями в Кубанській западині Перед-кавказзя. Такі поклади формуються в алювіальних відкладах, що утворили­ся в руслах давніх річок. Розташування видобувних свердловин на таких покладах залежить від режиму роботи продуктивного пласта. Якщо режим водонапірний, то перший ряд видобувних свердловин потрібно розташува­ти в центрі рукавоподібного покладу, наступні ряди — паралельно першо­му ряду вгору по падінню пласта.

Проте за наявності інших режимів роботи покладу ряди видобувних свердловин можна розташовувати по черзі вниз по падінню пласта або за системою сповільненої згущувальної сітки свердловин, а також за суціль­ною системою, якщо продуктивний пласт є однорідним за колекторними властивостями.

Рукавоподібні нафтогазові поклади іноді переходять у поклади, що приурочені до дельти давньої річки. Такі поклади зосереджені в алювіаль­них відкладах, що формуються в результаті винесення уламкового матеріалу річкою на ділянки її гирла. Як правило, дельтові поклади майже повністю однорідні, тому для розташування видобувних свердловин в їх межах засто­совують сповільнену згущувальну рівномірну сітку або суцільну.

Дуже складною проблемою є розташування видобувних свердловин на покладах, приурочених до соляних масивів і штоків. У цьому випадку по­клади нафти і газу можуть бути в шарах над соляним масивом, які вигина­ються в антиклінальні складки в процесі росту соляного масиву, і в шарах, що розірвані і екрануються соляним масивом (штоком), а також у зруйнова-

під козирками солі, які формуються в процесі росту соляних куполів у ре зультаті розпливання їх верхньої частини (рис. 11.6).

Іноді доводиться бурити окремі серії видобувних свердловин за певнон сіткою на продуктивні пласти над соляним масивом і на поклад вугле воднів, що в кепроці (якщо такий є), керуючись загальними положенням] залежно від форм і розміру покладів та існуючих у них режимів роботи Втім можливо бурити єдину серію свердловин на поклади, що знаходяться природних резервуарах над кепроком і безпосередньо в кепроках (рис. 11.6)

За окремою сіткою бурять видобувні свердловини на поклади нафти що розірвані і екрануються масивом солі, а також що опинились у про никних пластах у підкозиркових ділянках соляних масивів (рис. 11.6).

Родовища вуглеводнів, приурочені до районів з розвитком соляноку польної тектоніки, дуже поширені в осадовій товщі земної кори. Вони ві домі у Волго-Камській нафтогазоносній області, в Прикаспійській запа дині, в Мексиканському соленосному басейні та в інших регіонах.

Яскравим прикладом нафтогазових родовищ, пов'язаних з розвитког солянокупольної тектоніки, є Дніпровсько-Донецька западина (Хрестищен ське, Меліховське, Роменське, Солоницьке, Радченківське родовища та ін.).