В старых нефтедобывающих районах страны накоплен большой опыт разработки нефтяных залежей. Он свидетельствует о том, что режим заводнения, получивший широкое применение на месторождениях Урало-Поволжья, как и естественный жесткий водонапорный режим, обеспечивает более высокие темпы отбора нефти и большую нефтеотдачу, чем режимы разработки на истощение (упругий, растворенного газа, газовой шапки). На нефтеотдачу оказывают влияние также вещественный состав коллекторов и неоднородность объектов разработки, вязкость нефти, способ воздействия (технология заводнения) на залежь, система размещения скважин и т. д. Важнейшим технико-экономическим параметром систем разработки месторождений является плотность сетки скважин.

Вопрос о количественной зависимости нефтеотдачи от плотности сетки долгое время оставался дискуссионным. Первоначально превалирующим было мнение о незначительности влияния расстояний между скважинами на текущие и конечные результаты заводнения, однако существовала и диаметрально противоположная точка зрения. На необходимость сохранения плотных сеток независимо от интенсивности заводнения в разное время указывали М.Ф. Мирчинк, Г.П. Ованесов, В.Н. Щелкачев и др.

Постепенно укреплялось представление о том, что пластовые потери нефти, связанные с несовершенством охвата площади системой скважин, достигают весьма существенных значений. Основанием для этого послужил опыт эксплуатации Ромашкинского, Бавлинского, Шкаповского и ряда других, длительно разрабатываемых месторождений. Так, уплотнение сетки скважин по пласту Д_I на Ромашкинском месторождении в 1,56 раза позволило повысить нефтеотдачу на 13,1 % [1]. Потенциальные пластовые потери нефти из-за разрежения сетки вдвое и отказа от разбуривания водонефтяной зоны на Бавлинском месторождении составили 11,1-12,7 % [4]. Конечная нефтеотдача по водонефтяным зонам Шкаповского месторождения ниже в 1,4 раза (пласт Д_I) ив 1,75 раза (пласт Д_IV), чем по нефтяным, и основной причиной этого явилось разрежение сетки скважин [2]. Эффективность уплотнения сетки отмечена и в Западной Сибири. Так, переход на одном из участков Мортымья-Тетеревского месторождения с сетки 900x600 м (0,54 км²/скв) на сетку 500x500 м (0,25 км²/скв) повысил нефтеотдачу на 12,5 % [3]. Примеры такого рода можно продолжить.

Следует особо отметить, что уплотнение сетки скважин в старых нефтедобывающих районах дало определенный экономический эффект. Последнее позволяет поставить вопрос о роли и месте уплотняющего бурения, направленного на более полное извлечение запасов нефти при использовании известных методов повышения нефтеотдачи (термическое воздействие, заводнение с использованием СО₂, ПАВ, полимеров и других облагораживающих агентов, смешивающееся вытеснение и т. д.). В таком ракурсе начинают рассматривать проблему оптимальной сетки скважин и за рубежом [6,7].

В настоящее время стало уже необходимым определение количественной зависимости нефтеотдачи от плотности сетки в широком диапазоне последней по фактическим промысловым данным и обобщение результатов подобных исследований. Это позволило бы более уверенно проектировать оптимальное (в рамках заводнения) размещение скважин для новых объектов и принимать более обоснованные решения о довыработке остаточных запасов по старым месторождениям. Интересные в этом отношении данные приведены в работе [5]. Они свидетельствуют о том, что каждому объекту (скважине) присущ некоторый характерный удельный объем пласта. Дробление этого объема путем сгущения сетки оказывает слабое влияние на нефтеотдачу, хотя она и несколько повышается. За его пределами, напротив, коэффициент текущей нефтеотдачи заметно снижается (зависимость близка к линейной) с увеличением шага сетки. Такой вид зависимости нефтеотдачи от удельного объема дренирования объясняется неоднородностью (прерывистостью отдельных элементов) пласта, которой соответствует определенный характерный размер. Исследования же авторов работы [5] ограничены терригенными отложениями девона и нижнего карбона Западной Башкирии и поэтому носят частный характер.

Ниже приводятся результаты статистического анализа связи нефтеотдачи с плотностью сетки скважин и гидропроводностью пластов по данным 130 залежей (объектов разработки), разрабатываемых при водонапорном режиме(Рассматривались объекты, текущие показатели разработки которых близки к проектным.). Из них 90 расположены на территории Урало-Поволжья, а остальные - в Азербайджане, Чечено-Ингушетии, Северном Казахстане, Краснодарском крае, Украине, Туркмении и Узбекистане. Около 75 % залежей связано с терригенными и 25% - с карбонатными породами-коллекторами. Залежи характеризуются следующими интервалами изменения геолого-физических параметров: площадь нефтеносности 1,02-322 км²; нефтенасыщенная мощность 3,8-458 м; пористость 0,6-32,2%; проницаемость 0,024- 3,2 мкм²; вязкость нефти 0,03-21 сПа-с; начальная нефтенасыщенность 70-90 %. Как следует из приведенных данных, рассматриваемые объекты существенно различаются по геолого-физическим параметрам.

По величине гидропроводности (Гидропроводность пластов подсчитыва-лась по средним значениям k, h, m_н, принятым для данного объекта (залежи).) пластов рассматриваемые залежи были подразделены на пять групп (см. таблицу ). Для каждой группы построены графики зависимости: “плотность сетки скважин r - нефтеотдача h” (см. рисунок ). Плотность сетки определялась по числу скважин в пределах начального контура нефтеносности. Полученные зависимости имеют криволинейный характер с теснотой связи, определяемой корреляционными отношениями 0,841-0,929. Кривые h (r), соответствующие более высокой гидропроводности, располагаются на графике в области повышенных значений коэффициентов извлечения. Во всех случаях нефтеотдача снижается по мере разрежения сетки скважин. Для объектов с наиболее высокой гидропроводностью кривая h (r), начиная со значений плотности сетки примерно 0,4 км²/скв, заметно выполаживается, что свидетельствует об ослаблении влияния этого фактора на нефтеотдачу.

Наиболее представительной (45 залежей) является 2-я группа. К ней отнесены объекты разработки месторождений: Туймазинского (пласт Д_I), Бавлинского (Д_I), Серафимовско-Леонидовского (Д₀+Д₁), Константиновского (Д_II), Покровского (А₄, Б₂), Кулешовского (А₄), Дмитриевского (Д_II), Жигулевского (Д_II+III), Зольненского (Д₁₊₂), Жирновского (Б₁ , Б₂₊₃), Бахметьевского (Б₁), Нефтяных Камней (НКП, ПК₂), Сураханского (НКП, ПК) и др. Основные пласты перечисленных объектов довольно хорошо выдержаны по площади и по разрезу, характеризуются высокой проницаемостью, а насыщающая их нефть - пониженной вязкостью.

При изменении плотности сетки скважин от 0,6 до 0,1 км²/скв коэффициент нефтеотдачи по этой группе залежей увеличивается примерно в 1,5 раза. Переход от сетки 0,4 к сетке 0,2 км²/скв обеспечивает увеличение нефтеотдачи примерно в 1,2 раза, а к сетке 0,1 км²/скв - в 1,3 раза.

В 1-й группе залежей выделяются объекты разработки месторождений: Мухановского (пласт C₁), Зольненского (Б₂), Стрельненского (Б₂₊₃), Ярино-Каменноложского (яснополянский подъярус), Малгобек-Вознесенского и Карабулак-Ачалукского (верхний мел), Октябрьского (IX, XII, XIV, XVI, XX, XXII горизонты), Соколовогорского (Д_3-II и Д_2-V), Нефтяных Камней (ПK₁) и др. Перечисленные объекты характеризуются зональной и слоистой выдержанностью, высокой проницаемостью пластов и низкой вязкостью нефти. Как видно из графика (см. рисунок ), переход от разреженной (0,6 км²/скв) к более плотной сетке (0,1 км²/скв) позволяет увеличить нефтеотдачу примерно в 1,2 раза. Сгущение же сетки с 0,4 до 0,2 км²/скв увеличивает нефтеотдачу в 1,1 раза, а с 0,4 до 0,1 км²/скв - в 1,14 раза. В интервале сеток 0,45- 0,70 км²/скв нефтеотдача объектов 1-й группы остается практически постоянной.

Продуктивные пласты залежей 3-й и 4-й групп имеют более неоднородное строение, чем пласты 1-й и 2-й групп, и характеризуются прерывистым развитием по площади и по разрезу. Это видно на кривых h (r). Соответственно для достижения здесь высоких коэффициентов нефтеотдачи (больше 0,5) требуются сетки 0,1-0,2 км²/скв, а иногда и более плотные.

К 5-й группе (14 залежей) относятся залежи преимущественно вязких нефтей в карбонатных (турнейский ярус Урало-Поволжья) и терригенных отложениях с ухудшенными коллекторскими свойствами. Для этой группы залежей сгущение сетки с 0,4 до 0,1 км²/скв позволяет увеличить нефтеотдачу в 1,8 раза.

Для залежей, относимых ко 2-5-й группам, применение сетки 0,2 км²/скв (вместо 0,4 км²/скв) увеличивает коэффициент нефтеотдачи на 8-10%. Для залежей 1-й группы аналогичный прирост нефтеотдачи обеспечивается сгущением сетки с 0,4 до 0,1 км²/скв.

Приведенные графики (см. рисунок ) подтверждают известную точку зрения о механизме влияния неоднородности коллекторов на нефтеотдачу, в основе которой лежит представление о некотором масштабе “промежуточной” неоднородности. Действительно, чем меньше расстояние между нагнетательными и добывающими скважинами, тем с большей вероятностью связь между ними осуществляется по всем элементам (пропласткам), имеющим некоторый характерный размер, и тем выше коэффициент охвата.

Пренебрежение этим обстоятельством, т.е. рассмотрение различных систем заводнения в рамках модели однородного пласта, приводит к выводу о несущественном влиянии плотности сетки на нефтеотдачу. Однородных пластов, однако, нет, хотя степень неоднородности их различна. В нашем анализе неоднородность неявно учитывалась при определении гидропроводности, так как в общем случае высокопродуктивные терригенные коллекторы с высокой гидропроводностью обычно характеризуются большой эффективной мощностью, меньшей слоистостью и прерывистостью и наоборот.

Полученная по большому числу залежей зависимость h (r) может быть использована для прогнозирования нефтеотдачи на стадии разведки месторождений.

1. Муслимов Р.X. Влияние особенностей геологического строения на эффективность разработки Ромашкинского месторождения. Казань, изд-во Казанск. ун-та, 1979.
2. Опыт интенсификации разработки девонских нефтяных залежей Башкирии /Н.Н. Лисовский, Н.В. Демин, В.Ф. Усенко, Э.М. Тимашев. - Нефт. хоз-во, 1981,№ 5, с. 30-34.
3. Опыт уплотнения сетки добывающих скважин / М.Г. Гарипов, А.Г. Телишев, В.А. Лыткина и др. - Нефт. хоз-во, 1981,.№ 3, с. 28-32.
4. Предварительные результаты Бавлинского эксперимента / Р.X. Муслимов, В.А. Николаев, С.А. Султанов, И.Г. Полуян. - Нефт. хоз-во, 1981, № 7, с. 30-38.
5. Токарев М.А., Хайрединов Н.Ш. О выборе плотности сетки скважин. - Нефт. хоз-во, 1981. № 4, с. 31-33.
6. Holm L.W. Infill drilling tertiary recovery more imports. - J. Petr. Tech. 1980,v. 32, № 7, pp. 1169-1174.
7. Van Everdingen A.F., Hula Swesnik Kriss. New approach to secondary recovery. Petrol. Engineer Inter., 1980, v. 52, № 13,.p. 27, 28, 30, 32, 34, 40.

Таблица

Характеристика объектов с различной гидропроводностью пластов

Рисунок

Кривые зависимости нефтеотдачи от плотности сетки скважин (шифр кривых - гидропроводность пластов).

Кривые, характеризующие объекты с гидропроводностью (мкм²-м) / (сПа-с): 1 - больше 50, 2 - 10-50, 3 - 5-10, 4 - 1-5, 5 - меньше 1