Помощничек
Главная | Обратная связь


Археология
Архитектура
Астрономия
Аудит
Биология
Ботаника
Бухгалтерский учёт
Войное дело
Генетика
География
Геология
Дизайн
Искусство
История
Кино
Кулинария
Культура
Литература
Математика
Медицина
Металлургия
Мифология
Музыка
Психология
Религия
Спорт
Строительство
Техника
Транспорт
Туризм
Усадьба
Физика
Фотография
Химия
Экология
Электричество
Электроника
Энергетика

СЕТКА СКВАЖИН НЕФТЯНОГО ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО ОБЪЕКТА



Под сеткой скважин понимают сеть, на кото­рой размещаются добывающие и нагнетательные скважины на эксплуатационном объекте. Правильный выбор сетки скважин — важнейшее звено в обосновании рациональной системы разработки объекта. Поскольку затраты на бурение скважин — одна из наибольших частей капитальных затрат на разработку месторождения, необходимо предотвращать бурение лишних скважин, т.е. переуплотнение сетки. В то же время количество скважин должно быть достаточным для обеспечения необходимых темпов добычи нефти и возможно более высокого коэффициента извлечения нефти. Следова­тельно, необходимо обосновывать оптимальную сетку сква­жин.

Для каждого эксплуатационного объекта, поскольку он ге­ологически неоднороден и в целом его строение индивиду­ально, должна создаваться и индивидуальная сетка скважин, неравномерная по площади объекта в соответствии с измен­чивостью его строения. По данным разведки, как правило, можно оценить лишь средние значения параметров объекта, изменчивость же его геологического строения остается плохо изученной. Поэтому принято осуществлять двухэтапное разбуривание эксплуатационных объектов. На первом этапе бу­рят проектные скважины основного фонда, т.е. скважины, расположенные по строго геометрической сетке, форму ко­торой определяют с учетом принимаемой разновидности ме­тода воздействия на пласт, а густоту (плотность) — с учетом средних параметров объекта. На втором этапе последова­тельно бурят скважины резервного фонда, предусмотренные проектным документом в количестве 10 — 50%, а иногда и более от количества скважин основного фонда. Местополо­жение резервных скважин в первом проектном документе не определяется, а их количество обосновывается исходя из сложности строения объекта разработки, плотности прини­маемой сетки основного фонда скважин, степени изученнос­ти объекта. Впоследствии места заложения резервных сква­жин устанавливают по данным основного фонда скважин на основе большого объема геолого-промысловой информации, полученной при их бурении и эксплуатации. Резервные скважины размещают на участках объекта, по геологическим и другим причинам не вовлеченных или недостаточно вовле­ченных в разработку. На объектах, на которых в процессе разработки происходит стягивание контуров нефтеносности (при законтурном или приконтурном заводнении, разрезании залежей на площади или блоки), часть резервных скважин бурят в центральных частях площади (блоков), наиболее дол­го находящихся в эксплуатации, взамен обводненных пери­ферийных скважин для обеспечения предусмотренных про­ектным документом годовых уровней добычи нефти из объ­екта. В результате бурения скважин основного и резервного фондов на эксплуатационном объекте в конечном счете со­здается неравномерная (с различными расстояниями между скважинами) сетка скважин, отвечающая геологическим осо­бенностям объекта и заданным технологическим показателям разработки.

Многообразие геологических особенностей эксплуатаци­онных объектов обусловливает применение различных сеток скважин основного фонда. Они различаются по характеру размещения скважин, по форме сетки, по постоянству рас­стояний между скважинами, по плотности.

По характеру размещения скважин основного фондаразличают сетки равномерные и равномерно-переменные. Равномерными называют сетки с одинаковым расстоянием между всеми скважинами. Эти сетки рекомендуются для за­лежей, скважины которых характеризуются ограниченными радиусами действия, т.е. при низкой проницаемости или вы­сокой неоднородности пластов, при повышенной вязкости нефти, а также для обширных зон нефтяных залежей, пред­ставляющих собой нефтегазовые зоны или подстилаемые во­дой. Равномерное размещение скважин производят при пло­щадном и избирательном заводнении, при разрезании зале­жей на узкие блоки (рис. 69). В последнем случае добываю­щие и нагнетательные скважины фактически располагаются рядами. Равномерные сетки целесообразны также при внед­рении новых методов воздействия на пласт, которые приме­няют для малопродуктивных залежей. Преимущество равно­мерных сеток заключается в том, что они позволяют вносить изменения в принятые системы разработки по мере более углубленного изучения объектов, изменять размещение на­гнетательных скважин или увеличивать их количество, повсе­местно или выборочно уплотнять сетку, осуществлять регу­лирование разработки путем периодического изменения на­правления потоков жидкости в пластах и т.д.

Равномерно-переменныминазывают сетки с линейным расположением скважин, в которых расстояние между ряда­ми скважин больше, чем расстояние между скважинами в рядах (рис. 70). Расстояние мелсду рядом нагнетательных и ближним рядом добывающих скважин может равняться рас­стоянию между рядами добывающих скважин или быть не­сколько большим. Увеличение расстояний между рядами спо­собствует продлению безводного периода эксплуатации сква­жин. Такое расположение скважин возмолсно и целесообраз­но на залежах пластового типа, которые, благодаря высокой продуктивности и относительно однородному строению, мо­гут разрабатываться на природных режимах вытеснения неф­ти водой или в сочетании с теми видами заводнения, при ко­торых нагнетательные скважины располагаются рядами (за­контурное, приконтурное, разрезание на широкие блоки).

 

 

Рис. 69. Равномерная сетка скважин.

Заводнение: а — площадное, б — с разрезанием залежи на блоки. Скважи­ны: I — нагнетательные, 2 — добывающие; 1скврасстояние между сква­жинами

 

В последние годы применяется ячеистое равномерно-пе­ременное размещениескважин, рекомендуемое для карбо­натных трещинно-поровых пластов при повышенной вязкос­ти пластовой нефти (см. рис. 67, „).

При расположении скважин рядами различают ряды замк­нутые и незамкнутые. Замкнутыминазывают ряды, которые имеют вид колец, обычно неправильной формы, примерно повторяющей конфигурацию контура нефтеносности залежи или границ площади, выделенной для самостоятельной разра­ботки. Замкнутыми рядами добывающие скважины распола­гают на залежах пластово-сводового типа и в условиях реали­зации систем разработки, при которых происходит стягивание естественных контуров нефтеносности (системы с ис­пользованием природного напора вод и с законтурным и приконтурным заполнением). Такую форму рядов применяют также на площадях округлой формы, выделенных в пределах объекта рядами нагнетательных скважин для самостоятельной разработки.


Рис. 70. Равномерно-переменная сетка скважин.

Расстояния между скважинами: - добывающими, — нагнетатель­ными; расстояние между рядом нагнетательных скважин и первым рядом добывающих скважин; — расстояние между рядами добывающих скважин

 

Незамкнутыминазывают ряды, обычно прямолинейные, которые пересекают залежь в определенном направлении и обрываются вблизи контура нефтеносности. Сюда же отно­сят ряды, параллельные контуры нефтеносности, на залежах, тектонически или литологически экранированных (рис. 71). В таких случаях ряды будут изогнутыми.

 

При расположении скважин рядами оптимальное количе­ство рядов добывающих скважин обосновывают с учетом того, что любой нагнетательный ряд может оказывать эф­фективное воздействие не более чем на три добывающих ря­да, примыкающих к нему с одной стороны. Внутри замкну­того ряда нагнетательных скважин обычно располагают не более двух замкнутых рядов добывающих скважин и в цент­ральной части залежи (площади) — один незамкнутый ряд, к которому на поздних стадиях разработки будет стягиваться контур нефтеносности. Между незамкнутыми разрезающими рядами обычно размещают пять или три незамкнутых ряда добывающих скважин.

 

 

Рис. 71. Незамкнутые ряды добывающих скважин:

1 — дизъюнктивное нарушение; контуры нефтеносности:

2 — внешний, 3 — внутренний; 4 — добывающие; сква­жины: I, II, III, IV — ряды скважин


 

При линейном расположении скважин по постоянству расстояний между скважинами различают сетки с постоян­ными расстояниями, когда повсеместно сохраняются рассто­яния между рядами и между скважинами в рядах, и сетки с уплотнением к центру площади, когда названные расстояния сокращаются в этом направлении. Чаще проектируют сетку первого вида. Постепенное уменьшение расстояний между рядами и между скважинами в рядах основной сетки может быть предусмотрено при резком увеличении нефтенасыщенной толщины пластов к центру залежи (площади). Такое яв­ление характерно, например, для водонефтяных залежей, имеющих значительную высоту. В некоторых случаях, когда точно известно, что линия стягивания контуров совпадает с местоположением внутреннего (центрального) ряда, уже при определении основного фонда скважины в этом ряду распо­лагают более плотно, чем во внешних рядах.

На объектах платформенного типа с большой площадью нефтеносности на разных их участках может быть принято различное размещение скважин, например в чисто нефтяной зоне — рядами, в водонефтяной или подгазовой — по рав­номерной сетке.

По форме равномерные сетки скважиносновного фонда подразделяются на треугольную и квадратную (рис. 72). Тре­угольную сетку применяют при равномерном размещении скважин рядами, т.е. при разрезании залежей на блоки, а также при семиточечном площадном заводнении (см. рис. 67, ,). Квадратную сетку проектируют при пятиточечном, девяти­точечном (см. рис. 67, 6, „) и часто при избирательном завод­нении (см. рис. 68).

Скважины в равномерно-переменных сетках располагают в шахматном порядке для обеспечения более равномерного перемещения контуров нефтеносности при разработке зале­жей.

К важнейшим показателям сетки основного фонда сква­жин относится ее плотность,которая характеризуется рас­стояниями в (м) между скважинами и между рядами, а также удельной — на одну скважину (га/скв.).

При равномерных сетках расстояния между скважинами одинаковые — , при этом площадь квадратной сетки , при треугольной - .

Равномерно-переменные сетки (см. рис. 70) характеризу­ются следующими расстояниями: — расстояние между добывающими скважинами в рядах; — расстояние между рядами добывающих скважин; — расстояние между ря­дом нагнетательных скважин и первым (внешним) рядом до­бывающих скважин; — расстояние между нагнетатель­ными скважинами в рядах. В случаях, когда расстояния меж­ду добывающими и нагнетательными скважинами одинаковы, что бывает очень часто, сетка характеризуется тремя рассто­яниями: (например, 500x600x700 м).

Очень часто дают характеристику плотности сетки добы­вающих скважин, указывая расстояние между рядами добы­вающих скважин и между скважинами в рядах.

Выбранную для конкретного объекта с учетом всех фак­торов плотность сетки называют оптимальной. На основании опыта разработки нефтяных залежей установлено, что для обеспечения при вытеснении нефти водой возможно более высокой нефтеотдачи на объектах с менее благоприятной геолого-промысловой характеристикой необходимо приме­нять более плотные сетки основного фонда скважин. В раз­ных геологических условиях применены следующие плотнос­ти основной сетки добывающих скважин.

 


Рис. 72. Формы равномер­ных сеток скважин.

Сетки скважин: а — квад­ратная, б — треугольная; 1 — расстояние между скважи­нами

 

 

Сетки добывающих скважин плотностью 60 — 40 га/скв. (от 700x800 до 600x700 м) — для единичных залежей с особо благоприятной характеристикой: с очень низкой относитель­ной вязкостью нефти (менее 1), с достаточно высокой про­ницаемостью монолитного пласта, особенно при трещинном типе карбонатных коллекторов и массивном строении зале­жей.

Сетки добывающих скважин плотностью 30 — 36 га/скв. (от 600x650 до 500x600 м) — для залежей пластового типа с бла­гоприятной характеристикой: с низкой относительной вязко­стью пластовой нефти (до 2 — 3), с проницаемостью коллек­торов более 0,4 — 0,5 мкм2, при сравнительно однородном строении эксплуатационного объекта.

Сетки добывающих скважин или нагнетательных и добы­вающих вместе в зависимости от разновидности заводнения плотностью 20 —25 га/скв. (от 500x550 до 400x400 м) — для залежей нефти в геологически неоднородных пластах с по­ниженной проницаемостью при относительной вязкости нефти до 4 — 5, а также при повышенной относительной вяз­кости нефти (до 15 — 20) даже при высокой проницаемости пластов.

Сетки нагнетательных и добывающих скважин плотнос­тью менее 16 га/скв. (менее 400x400 м) — для залежей с неод­нородным строением или низкой проницаемостью пластов, а также для залежей с высокой относительной вязкостью неф­ти (более 15 — 20) и залежей, требующих ограничения отбора жидкости из скважин в связи с образованием конусов воды или газа, неустойчивостью пород-коллекторов против разру­шения и т.д.

На практике для качественного сравнения плотности сетки скважин по разным объектам выделенные выше ориентиро­вочно четыре группы сеток разной плотности основного фонда скважин условно называют соответственно: весьма редкие, редкие, средние, плотные.

На выбор плотности сетки скважин может существенно влиять глубина залежи. Из экономических соображений при прочих равных условиях для глубокозалегающих пластов це­лесообразными могут оказаться сетки, более разреженные по сравнению с сетками при небольших глубинах. В таких случаях разреженную сетку сочетают с более активной сис­темой воздействия. Однако необходимо учитывать, что при разреженных сетках потери нефти в недрах возрастают, особенно по объектам с неблагоприятной геологической ха­рактеристикой.

Как уже отмечалось выше, в результате бурения скважин резервного фонда эксплуатационный объект оказывается разбуренным по неравномерной сетке, соответствующей не­однородности его строения.

Для оценки полной плотности сетки скважин применяются несколько показателей:

1) средняя плотность сетки всего фонда пробуренных скважин на объекте разработки

(X.I)

2) средняя плотность сетки добывающих скважин на объекте в целом

(V.2)

3) средняя плотность сетки всего фонда скважин в границах разбуривания объекта

(X.3)

4) средняя плотность сетки добывающих скважин в зоне
отбора

(X.4)

В приведенных выражениях использованы следующие ус­ловные обозначения: — площадь эксплуатационного объ­екта (залежи) в начальных его границах; — площадь в границах разбуривания объекта; — площадь зоны отбо­ра, определяемая при законтурном или приконтурном завод­нении и при разрезании залежи в пределах радиусов влияния добывающих скважин внешних рядов; количество про­буренных добывающих скважин (основной фонд + резерв­ные); количество пробуренных нагнетательных сква­жин (основной фонд + резервные).

Среднюю плотность сетки добывающих скважин в зоне отбора определяют лишь для систем разработки с ли­нейным размещением скважин. Сравнение показателя с плотностью сетки основного фонда добывающих скважин позволяет судить о степени уплотнения сетки добывающих скважин в результате бурения скважин резервного фонда.

Показатели плотности сетки и характеризу­ют среднюю плотность сетки в начальных границах эксплуа­тационного объекта. Обычно некоторые части площади объ­екта остаются неразбуренными (периферийные части водонефтяных зон залежи с малой нефтенасыщенной толщиной, малопродуктивные участки и др.). Значения и , так же как значения и близки, если разбурена почти вся площадь объекта. Обычно > и > причем разница между ними тем значитель­нее, чем больше неразбуренная часть площади.

Наряду с удельной площадью на одну скважину сетку скважин характеризуют удельными извлекаемыми запасами на одну скважину:

,

где и — удельные запасы на одну скважину соот­ветственно при учете всех добывающих и нагнетательных скважин и при учете добывающих скважин; — началь­ные извлекаемые запасы нефти эксплуатационного объекта.

Действующие в настоящее время системы разработки с заводнением характеризуются широким диапазоном значе­ний в основном в пределах 30 — 300 тыс. т/скв. Этот показа­тель обычно тем больше, чем лучше фильтрационная харак­теристика объекта, позволяющая применять сетку меньшей плотности.

Все сказанное выше о сетках скважин нефтяных эксплуа­тационных объектов относится к системам разработки, с разбуриванием залежей вертикальными или наклонно на­правленными скважинами. В последние годы все более ши­рокое применение находят горизонтальные скважины с дли­ной горизонтальных стволов, создаваемых в пределах про­дуктивного горизонта, до 500 —600 м. Строительство и экс­плуатация таких скважин представляет ряд трудностей — за­труднены перфорация, геофизические исследования, изоляция обводненных частей горизонта и др. Вместе с тем при удач­ной проводке горизонтальных скважин на ряде объектов их дебит может в 3 — 5 раз превышать дебит вертикальных скважин. Объектами, благоприятными для бурения горизонтальных скважин, могут быть залежи или их части с неболь­шой нефтенасыщенной толщиной пластов — низкопроница­емые неоднородные пласты малой толщины, зоны над водонефтяным или под газонефтяным контактом, залежи на площадях с затрудненными условиями разбуривания и т.д.

Горизонтальные скважины можно применять для разбури­вания объекта в целом или в сочетании с вертикальными скважинами. При дальнейшем развитии этого направления решение вопросов о расположении горизонтальных скважин во многом будет базироваться на огромном опыте разработ­ки залежей вертикальными скважинами.

ГРАДИЕНТ ДАВЛЕНИЯ




©2015 studopedya.ru Все права принадлежат авторам размещенных материалов.