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 ] 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217 218 219 220 221 222 223 224 225 226 227 228 229 230 231 232 233 234 235 236 237 238

ной системой разработки нефтяного месторождения на каждом данном этане следует считать такую систему расположения скважин, в такой последовательности их заложения и такие методы эксплуатации нефтеносных горизонтов в целом и отдельных скважин, при которых обеспечивается осуществление следующих основных условий:

1) удовлетворение потребности страны в нефти (определенного количества и качества);

2) наиболее рациональное и эффективное использование естественной пластовой энергии (пластового давления);

3) соблюдение норм но охране недр для предотвращения обводнения или дегазации нефтяных пластов;

4) максимальное извлечение нефти из недр нри минимальных капитальных затратах;

5) полный учет всех естественных, производственных и экономических особенностей каждого нефтеносного района;

6) возможность сочетания рационального использования естественной пластовой энергии и применения методов увеличения отдачи».

Вполне понятно, что удовлетворить перечисленным выше условиям ПН. 2-4 и 6 невозможно без проведения соответствующего гидродинамического анализа.

Итак, проблема разработки нефтеносных и газоносных пластов требует комплексного решения, основанного на детальном физико-геологическом изучении пласта, физико-химических исследованиях пластовых жидкостей, гидродинамическом анализе; в каждом конкретном случае решение проблемы должно быть подчинено требованию: успешно разрешить поставленную хозяйственно-политическую задачу.

Из предыдущих параграфов данной и предшествующих глав следует, что, основываясь на законах подземной гидро-нафтамеханики, можно, зная необходимые параметры пластовых жидкостей и газов и самого пласта, вводимого в разработку, предсказать возможные изменения в пластовом давлении и в дебитах скважин при изменениях их числа, расстояний между ними, способов расстановки, предсказать изменения в форме стягивающегося контура нефтеносности, сроки начала обводнения скважин, прекращения их фонтанирования и т. д; основываясь на тех же законах, можно заранее предложить определенные мероприятия, способствующие поддержанию пластового давления и увеличению нефтеотдачи пласта. Такие гидродинамически обоснованные предсказания позволяют составить проект рациональной разработки нефтегазоносного пласта, наиболее удовлетворяющий планово экономическим заданиям. Конечно, проводя дополнительные исследования скважин, пласта, жидкостей и газов в процессе разработки нефтегазоносной залежи, упомянутые выше предсказания будут уточняться; поэтому будет необходимо вносить соответствующие изменения в систему разработки пласта и в режимы эксплуатации скважин.

В задачу данной книги не входит изложение основ теории разработки нефтяных и газовых месторождений. Тем не менее для иллюстрации практического значения законов подземной гидравлики и гидро-нафтамеханики

полезно привести ряд выводов, которые неносредственно вытекают из решений проблем, рассмотренных в главе XX и в предшествуюш;их параграфах данной главы, и которые связаны с вопросами расстановки скважин в нефтеносных пластах, разрабатываемых в условиях водонапорного режима.

Рис. 207. Начальный контур Рис. 208. Начальный контур нефтеносно-

нефтеносности и изогипсы сти А и изогипсы (пунктирные линии)

(пунктирные линии) для зале- для залежи нефти в сводовой части анти-

жи нефти в сводовой части ку- клинальной складки, польной складки.

На основании материала, изложенного в упомянутых главах и параграфах, наиболее полные выводы о системе расстановки скважин можно сделать для залежей нефти следуюш;их форм:

1. Залежь нефти занимает свод и присводовую часть правильной купольной складки; начальный контур нефтеносности Ан, следуюш;ий в условиях водонапорного режима изогипсе пласта, имеет почти круговую форму (рис. 207).

2. Залежь нефти занимает свод и присводовую часть вытянутой бра-хиантиклинальной складки; начальный контур нефтеносности А имеет вид вытянутого овала (рис. 208).

3. Залежь нефти замкнута с трех сторон ненроницаемыми границами ВС, CD, DE (образованных сбросами, несогласным налеганием пластов, выклиниванием продуктивного пласта и т. д.) и занимает новышенную часть моноклинально залегаюш;его пласта; начальный контур нефтеносности А имеет примерно прямолинейную форму (рис. 209).

На рис. 207-209 изогипсы внутри начальных контуров нефтеносности Ан показаны пунктиром.

Можно представить себе, что залежи нефти, изображенные на рис. 207-209, не структурного, а стратиграфического типа (см. Брод [20

..л

Мирчинк [128]), и для них справедливы те же выводы по поводу расстановки скважин, которые будут изложены ниже.

Гидродинамический анализ проблемы расстановки скважин в залежах нефти таких форм, какие изображены на рис. 207-209, впервые был выполнен применительно к условиям водонапорного режима Щелкачевым [208]; как уже указывалось, из этой работы заимствована большая часть материала данной и нредшествуюш;ей глав.

Формулы, таблицы и графики, приведенные в упомянутых главах, позволяют обоснованно сделать следуюш;ие важные выводы но поводу расстановки скважин при разработке залежей нефти простейших форм (в плане) в условиях водонапорного режима.

1. Скважины нужно расставлять батареями вдоль изогипс пласта; ранее практиковавшиеся способы расстановки скважин по квадратной и треугольной сеткам в данных условиях совершенно нерациональны.

2. Увеличение числа скважин в батарее сверх некоторого предела весьма мало влияет на увеличение их суммарного дебита (при сохранении прежних забойных давлений).

Все же нельзя допускать слишком редкой расстановки скважин (особенно во внешней батарее) во избежание неравномерного стягивания контура нефтеносности и образования языков обводнения.

3. Первая же батарея, поставленная параллельно начальному контуру нефтеносности, сильно экранирует внутреннюю часть залежи (перехватывает напор воды) и потому установка еш;е одной или двух внутренних батарей, работаюш;их одновременно с внешней, может быть оправдана лишь для залежей больших размеров.

Особенно силен эффект взаимодействия между скважинами и экранируюш;ий эффект каждой батареи скважин в залежи нефти с односторонним напором краевых вод (см. рис. 209). 4. Внешнюю батарею скважин нельзя ставить слишком близко от контура нефтеносности во избежание слишком быстрого ее обводнения. С другой стороны, нельзя располагать скважины только в центральной части залежи, ибо, во-первых, их сближение усиливает эффект взаимодействия и, во-вторых, потребовалось бы слишком много времени, чтобы подтянуть контур нефтеносности к сильно удаленным от него скважинам. Выбор оптимального числа скважин в батарее, количества батарей, расстояния между контуром нефтеносности и ближайшей к нему батареей и т. д. решается гидродинамическим расчетом с учетом геологического строения пласта, физических условий в нем, его нроницаемости, пористости, мош;ности, вязкости нефти и воды и других физических и физико-химических свойств породы и насы-

Рис. 209. Начальный контур нефтеносности Ан и ИЗОГНИСЬ!

для залежи нефти в повышенной части моноклинальной складки.