Несомненно, на выбор системы размещения ГС (технологическую модель системы разработки) в первую очередь влияет геолого-физическая модель объекта разработки — геологические запасы, толщины пластов, режим вытеснения (энергетическая компонента), характер неоднородности пластов, коллекторские свойства пластов, физико-химические свойства нефти (газа) и вытесняющего агента и др. Второй важной компонентой являются цели и задачи проектирования — доразведка залежи, доразработка залежи, разработка залежи с трудноизвлекаемыми запасами, создание подземного хранилища газа и т.д.
Известно достаточно большое количество скважинных систем разработки нефтегазовых месторождений, характеризующихся размещением вертикальных и наклонных скважин. Исследований, посвящённых системам разработки месторождений ГС, пока еще недостаточно. В одной из первых работ в этой области [43] рассматривается размещение ГС и МГС. При этом используются основные принципы размещения и расчета систем разработки вертикальными скважинами. В работах [158, 219] предложены нетрадиционные схемы разработки, учитывающие особенности характера фильтрационных потоков к системам ГС. В результате исследований нами рекомендованы следующие системы (технологические модели) разработки нефтегазовых месторождений ГС (рис. 2.3):
- линейные (однорядные и многорядные), когда ряды добывающих и нагнетательных скважин располагаются параллельно, между рядами выдерживается определенное расстояние; эта модель рекомендуется как для создания больших систем разработки, так и для небольших залежей, например линзовидных, рукавообразных и т.д.;
- блочно-линейные используют принцип параллельно-линейной системы с образованием блоков разработки; она может сочетать преимущество вертикальных и горизонтальных скважин; рекомендуется для месторождений массивного типа или пластовых залежей достаточно большой толщины;
- лучевые ("веерная", "радиальная") эффективны для массивных залежей; они выгодно сочетают преимущества ГС с кустовым методом и в связи с этим экологически более предпочтительны; дают возможность более гибко управлять динамикой разработки, сочетая ГС с вертикальными и наклонными;
- комбинированные.
В зависимости от геолого-физических условий эти системы могут быть одноярусными или многоярусными.
Обычно не вызывает сомнения эффективность бурения ГС в "тонких" малопродуктивных пластах при обеспечении соответствующего "круга попадания". Так, например, для пласта ЮС(2) Тевлинского месторождения (Западная Сибирь) наиболее эффективна однорядная система с расстоянием между рядами 400 м [149].
Четырехканально-пятиточечная система (блочная с вертикальной нагнетательной скважиной в центре) размещения ГС обеспечивает наиболее высокие технологические показатели во всем диапазоне плотности сетки скважин [74]. Хотя для практического применения более технологична семиточечная ("сотовая") комбинированная модель, которая позволяет с одного куста проводить три-четыре ствола скважин и максимально повысить коэффициент охвата пласта по площади.
В проектах разработки месторождений Татарстана наиболее распространены системы с линейным и радиально-лучевым ("веерным") размещением ГС совместно с вертикальными, а также сочетание небольших групп ГС с вертикальными добывающими и нагнетательными [155].
Иногда полагают, что при больших толщинах пластов или для массивных залежей эффективность разработки ГС соразмерна с эффективностью разработки вертикальными скважинами. Гидродинамические расчёты показали, что с увеличением толщины пласта дебит ГС возрастает, однако при толщине 20—50 м и коэффициенте анизотропии более 10 дебит скважины уже практически не зависит от толщины пласта. При этом смещение скважины относительно кровли (или подошвы) также слабо влияет на величину дебита, и на практике этим влиянием можно пренебречь. Отсюда напрашивается вывод, что ГС целесообразно применять при толщинах до 50 м и коэффициентах анизотропии до 2—5. Однако это не так, поскольку применение ГС позволяет перейти к двух- и многоярусной системе разработки. Такие системы позволяют применять вторичные методы повышения нефтеотдачи пластов — вытеснение снизу вверх утяжелённой водой, сверху вниз газом или ШФЛУ, применять пароциклические методы и т.д. В 1989 г. нами составлен и принят концерном "Газпром" очень сложный проект разработки Лая-вожского газоконденсатного месторождения (Архангельская область), в котором применены многоярусные системы. В этом проекте решалась задача обеспечения разработки залежей в условиях водонапорного режима снизу и газонапорного режима газовой шапки сверху.