Уплотнение сеток скважин в процессе разработки месторождений. Плотность сетки скважин (пcc) - это отношение площади залежи f к числу скважин n.

Наиболее приемлемым является выражение:

ПCC = F / nэ + nн.

(2.50)

В.Н. Щелкачёв для количественной оценки характеристики данного понятия предложил ввести термин – удельная плотность сетки скважин (УПС). Под УПС понимается площадь нефтеносности в пределах внешнего контура ВНК, разделённая на число эксплуатационных и нагнетательных скважин.

Параметр УПС, так же, как и коэффициент нефтеотдачи, является интегральным показателем. Особенность его в том, что он усреднённо дает информацию о продуктивном пласте.

В.Н. Щелкачёв, исходя из соответствующей модели разработки, получил следующую приближённую зависимость между коэффициентом нефтеотдачи и УПС:

КИН = Квыт. е ^–а^S^уд.,

(2.51)

где а - коэффициент пропорциональности, зависящий от ФЕС пластов и свойств пластовых флюидов;

S_уд. - удельная площадь, (т. е. УПС).

В соответствии с приведенной формулой были рассчитаны КИН для некоторых нефтяных месторождений (таблица 2.7).

Из приведённых данных следует, что при росте величины удельной площади наблюдается устойчивая тенденция снижения КИН.

Таблица 2.7 - Зависимость КИН от S_уд. для ряда нефтяных месторождений

Месторождение	Sуд., га/скв.
	2	10	20	30	40	100
Восточный Техас	0,8	0,78	0,76	0,73	0,71	0,59
Бавлинское	0,74	0,72	0,69	0,67	0,65	0,52
Туймазинское, Д2	0,69	0,65	0,60	0,56	0,51	0,32
Ромашкинское	0,68	0,62	0,55	0,48	0,43	0,21

По гидродинамической сути уплотнение сеток скважин (уменьшение расстояния между добывающими скважинами) приводит к перераспределению потоков в объеме пласта. Опыт разработки нефтяных месторождений Западной Сибири и результа­ты анализа по выработке запасов обнаруживают наличие целиков нефти (или плохо промытых объемов) между скважинами, обводненность кото­рых приближается к предельной. Пробуренные скважины уплотняющего фонда между скважинами первоначальных сеток дают притоки или без­водной нефти, или нефти с малым процентом содержания воды в продукции скважин. Необходимость уплотнения сеток скважин обосновывается анализом разработки месторождений по уже внедренным вариантам. При этом уплотнение может быть: вторичным (на уже разбуренных по первоначальным сеткам участках); первичным (на новых неразбуренных участках, на которых обоснована необходимость бурения более плотных сеток скважин).

В том и другом случае принятые решения по регулированию процес­са разработки нефтяного месторождения (эксплуатационного объекта) приводят к увеличению коэффициентов охвата пласта воздействием и за­воднением, что в конечном итоге увеличивает КНО.

Практически все месторождения нефти в Западной Сибири подверг­лись трансформированию систем разработки, в частности в направлении пересмотра первоначально запроектированных сеток скважин. На одно­родные пласты проектировались редкие сетки скважин (700x800 м на пласт БВ₈ Самотлорского месторождения - 56 га/скв; 750x750 м на верх­ние пласты Усть-Балыкского месторождения - > 56 га/скв). По мере разбуривания (освоения) месторождений обнаруживались большая неодно­родность пластов и неполный охват пластов воздействием. Потребовалось между скважинами первичных сеток бурить скважины вторичного уплот­нения. Для разбуривания менее продуктивных водонефтяных зон, где эф­фективная нефтенасыщенная толщина пластов снижалась до 4-5 м, сочли целесообразным уплотнять сетки до 24 и даже до 16 га/скв.

Оказалось, что уплотнение сетки в 2 раза (от 32 до 16 га/скв) в условиях рядного разбуривания увеличивает КНО примерно на 8 %, для площадных систем заводнения прирост нефтеотдачи достигает 5-6 %.

ереход с пятирядной системы размещения скважин на площадные системы заводнения увели­чивает КНО примерно на 8 %.

Форсированные отборы жидкости (ФОЖ). Форсированные отборы жидкости как самостоятельный метод интенсификации добычи нефти были разработаны и внедрены в Азербайджане. Пионерами этой прогрессивной технологии (в середине 30-х годов прошлого века) были В.Н. Щелкачёв, С.Т. Овнатанов, К.А. Карапетов и др.

В результате научных исследований и многочисленных промысловых работ установлено, что при увеличении градиентов давлений в зонах отбора начинается поступление нефти в продукцию скважин из низкопроницаемых частей пласта. В технологическом отношении сущность метода заключается в постоянном увеличении отборов пластовой жидкости. Физическая же сущность состоит в том, что при повышении депрессии на пласт создаётся перепад давления между пропластками с разной проницаемостью. За счёт этого нефть из более нефтенасыщенного коллектора (низкопроницаемого) вовлекается в поток и выносится на поверхность.

В.Н. Щелкачёвым сформулированы основные критерии выбора объектов для проведения таких работ [17]:

- залежь нефти подвержена активному давлению пластовых вод;

- скважины обладают достаточно высокими продуктивностями и динамическими уровнями;

- разрабатываемый объект должен находиться на поздней стадии разработки и иметь высокую степень обводнённости;

- с увеличением темпа отбора жидкости содержание нефти в продукции не уменьшается или остаётся на прежнем уровне;

- в скважинах не наблюдаются процессы пробкообразования;

- нормальное техническое состояние скважин;

- высокая проницаемость пласта;

- наличие условий, обеспечивающих применение высокопроизводительного скважинного оборудования. При этом могут быть использованы погружные электронасосы, глубинные насосы большой производительности, компрессорные подъёмники.

Вопрос о целесообразности проведения ФОЖ решается построением зависимости доли нефти в продукции от дебита жидкости - q_н = f (q_ж).

При расчётах ожидаемых дебитов и обоснования применения форсированных отборов жидкости рекомендуется пользоваться методикой М.К. Мамедова и Б.М. Саркисяна.

По данной методике строятся две зависимости: «среднесуточная добыча нефти на одну скважину – годы работы», «водо-нефтяной фактор – годы работы».

В целом для прогнозирования объёмов добычи жидкости и нефти при планировании ФОЖ необходимо решить две основные задачи.

1. Разработать математическую модель фильтрации нагнетаемой в скважины воды в условиях двухслойной среды.

2. Разработать математическую модель влияния увеличения объёмов закачивания воды (повышения давления на нагнетательной линии) на изменение дебитов жидкости добывающих скважин, работающих на форсированных режимах.

Известно, что призабойная зона (ПЗП) нагнетательных скважин в результате многолетней работы в условиях знакопеременных нагрузок претерпевает значительные изменения. Как правило, её фильтрационные характеристики существенно отличаются от первоначальных параметров пласта. Происходит это в основном по двум причинам. Первая - за счёт искусственно формирующейся трещиноватости пород в ПЗП. Вторая - за счёт загрязнения ПЗП в процессе заводнения. Радиусы этих зон могут достигать десятков метров. В том и в другом случаях условия фильтрации воды резко отличаются от условий однородного пласта.

Суммарный дебит (Q) добывающих скважин рассчитывается по формуле:

(2.52)

где R_e - внешние и R_i - внутренние сопротивления.

Внешние сопротивления учитываются при моделировании плоскопараллельной фильтрации для параллельных рядов скважин, а внутренние сопротивления - при моделировании радиальной схемы фильтрации.

Применение метода форсированных отборов при испытании водо-нефтяных объектов в разведочных скважинах Западной Сибири приводило к их устойчивому фонтанированию (Федорцов В.К., Салманов Ф.К., Пешков В.Е. и др., 1976).

Опыт перевода добывающих скважин на форсированные отборы накоплен и в Западной Сибири, в основном на Мегионском, Самотлорском, Усть-Балыкском, Правдинском, Приобском, Мамонтовском, Мало - Балыкском и Приразломном месторождениях. Например, за счёт применения ФОЖ и оптимизации режимов работы скважин в ОАО «Юганскнефтегаз» было дополнительно получено 380 тыс. т. нефти (Еникеев Р.Р., 2000).

Оценку эффективности метода ФОЖ из этих соображений можно было сделать, используя данные по отдельным участкам, блокам, залежам, так как результаты по отдельным скважинам привели бы к искажению ре­зультатов из - за недоучета эффектов интерференции скважин.