Разработка месторождений с подгазовыми нефтяными объектами очень специфична, что обусловлено наличием в одной залежи фактически двух неизолированных залежей — нефтяной зоны и газовой шапки.
Условия залегания нефти и свободного газа в подгазовых нефтяных объектах обычно характеризуются:
– наличием в одном коллекторе двух неизолированных между собой скоплений нефти и свободного газа;
– близостью расположения водо- и газонефтяного контактов;
– практически неизменными в процессе разработки контурами залежи (в плане);
– практически равномерным распределением пластовой энергии по объему залежи;
– равенством начального пластового давления и давления насыщения нефти газом.
Перечисленные особенности существенно отличают технологию разработки подгазовых нефтяных объектов и методы ее проектирования от технологии разработки нефтяных залежей.
При проектировании технологии разработки подгазовых нефтяных объектов возникает необходимость решения следующих задач:
– выбор очередности извлечения запасов нефти и газа;
– выбор оптимальной плотности сетки скважин;
– величина и местоположение оптимального интервала перфорации;
– обоснование оптимальной депрессии и дебита добывающих скважин.
Правильное решение этих задач для выбора системы разработки нефтегазоконденсатное месторождения с подгазовыми нефтяными объектами.
В настоящее время на практике применяются различные системы разработки нефтяных объектов с газовой шапкой и подошвенными водами, которые в основном отличаются порядком ввода в эксплуатацию нефтяной и газовой зоны и способом воздействия на пласт:
– опережающая разработка нефтяной части без поддержания пластового давления с решением газовой шапки;
– опережающая разработка нефтяной части без поддержания пластового давления с контролируемым отбором газа из газовой шапки, обеспечивающим заданное положение газонефтяного контакта;
– одновременная разработка нефтяной части без поддержания пластового давления;
– опережающая разработка газовой шапки при неограниченном отборе газа;
– опережающая разработка нефтяной части при поддержании пластового давления путем законтурного (приконтурного) нагнетания воды;
– одновременная разработка нефтяной части газовой шапки в условиях законтурного (приконтурного) заводнения;
– барьерное заводнение, предусматривающее вытеснение нефти и газа водой, нагнетаемой вблизи нефтегазовой зоны;
– разрезание нефтегазовой залежи на блоки самостоятельной разработки;
– сочетание барьерного заводнения с другими способами воздействия на продуктивный коллектор;
– закачка газа в газовую шапку;
– сочетание закачки газа в газовую шапку с заводнением и другие модификации.
В объектах Западного Узбекистана накоплен определенный опыт разработки подгазовых нефтяных залежей. В различных масштабах внедрены и опробованы многие системы разработки из выше перечисленных.
Основные положения проектов разработки для большинства подгазовых нефтяных объектов региона сводится к следующему:
– нефтяные зоны разрабатываются при естественном режиме истощения;
– плотность сетки скважин находится в пределах 25–40 га на скважину, что соответствует условному радиусу контура питания 280–360 м;
– газовые шапки консервируются до выработки основных запасов нефти;
– скважины эксплуатируются с ограничением депрессии на пласт, обеспечивающим их «безгазовые» и «безводные» дебиты;
– в качестве мер по интенсификации добычи нефти предусматривалось в основном использовании соляно-кислотных отработок.
В подгазовых нефтяных объектов обычно имеет место редкая сетка скважин, что определяет практическое отсутствие их интерференции. Для разработки таких объектов рекомендуется использовать равномерную сетку скважин с плотностью около 15–20 га/скв.
Разработка объектов данной группы месторождений региона осуществлялась при различных системах и плотностях сетки скважин, которые свидетельствует, что при малых значениях плотности сетки скважин величины конечного коэффициента нефти из залежей с краевой и подошвенной водой расходятся существенно. По мере их разрежения разница начинает уменьшаться в пределах Sэ=55–60 га/скв исчезает.
Зависимость коэффициента конечного извлечения нефти плотности сетки скважин для подгазовых нефтяных объектов с краевой водой близка к зависимости, полученной для объектов маловязких нефтей. Данное обстоятельство объясняет тем, что объекты данных групп месторождений разрабатывались в основном близкими системами разработки (в начале эксплуатации не естественном режиме с последующим внедрением законтурного и внутриконтурного заводнения, плотной сетки скважин и относительно высокими темпами отбора жидкости и нефти).
Подгазовые нефтяные оторочки, расположенные в Бухаро-Хивинской нефтегазоносной области, разрабатывались на естественном режиме за счет энергии газовой шапки и подошвенных вод. Скважины этих объектов эксплуатировались с ограничением отборов жидкости в целях избежания преждевременных прорывов газа и подошвенных вод к их забоям.
Указанные обстоятельства и геолого-физические особенности залегания нефтяных оторочек при одних и тех же плотностях сетки скважин определяют конечный коэффициент извлечения нефти значительно ниже, чем в подгазовых нефтяных объектах с краевой водой.
Полученные зависимости конечного коэффициента извлечения нефти от плотности сетки скважин для условий залегания ПНЗ с краевой и подошвенной водой позволяет определить величину ηк от Sэ в процессе проектирования разработки вновь вводимых объектов.
Как известно, при подсчете извлекаемых запасов нефти коэффициент извлечения нефти была принята равной 0,25. Для достижения данного коэффициента извлечения нефти по формуле (1) для подгазовых нефтяных залежей с подошвенной водой в виде
ηк=4,533/(S+10), (1)
получим S=8 га/скв., т. е. площадь нефтеносности должна быть разбурена равномерной сеткой с расстоянием между скважинами 300–320 м.
Выбор интервалов вскрытия нефтяной части рекомендуется осуществлять с учетом толщины и порядка чередования проницаемых и непроницаемых пропластков, которые определяются по результатам всего комплекса промыслово-геофизических исследований скважин. Ожидаемое при этом увеличение дебита скважин в значительной мере будет зависеть от качества их цементажа и суммарной толщины вовлекаемых в разработку пропластков.
Литература:
- Алиев А. И., Стуканогов Ю. А., Караш О. Э. Подошвенный вязкоупругий экран для водонефтяных залежей // Нефтяное хозяйство. — Москва: 1989. № 5. С.70–71.
- Бочаров В. А., Игуминов В. И. Некоторые проблемы разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений северного Сахалина и пути их решения // Нефтепромысловое дело.- Москва: 2001.-№ 12. С.-6–9.
- Бравичева Т. Б., Масленикова Л. В. Исследование фильтрационных потоков при разработке водонефтяных и газонефтяных зон карбонатных коллекторов // Бурение и нефть.- Москва: 2007.-№ 11.-С. 28–30.
- Голов Л. В., Волков С. Н. Состояние строительства и эксплуатации горизонтальных скважин в России.// Нефтяное хозяйство.-Москва: 1995.-№ 7.-С. 23–26.
- Горбунов А. Т., Забродин Д. П., Султанов Т. А., Табаков В. П., Мухаметзянов Р. Н. Возможность разработки низкопродуктивных коллекторов системой горизонтальных скважин //Нефтяное хозяйство.-Москва:1993.-№ 3.-С. 8–11.
