СЕТКА СКВАЖИН НЕФТЯНОГО ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО ОБЪЕКТА

СЕТКА СКВАЖИН НЕФТЯНОГО ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО ОБЪЕКТА


Под сетью скважин понимают сеть, по которой располагаются добывающие и нагнетательные скважины на эксплуатационном объекте. Верный выбор сетки скважин—важное звено в обосновании рациональной системы разработки объекта. Так как издержки на бурение скважин—одна из больших частей серьезных издержек на разработку месторождения, нужно предотвращать бурение излишних скважин, т. е. переуплотнение сетки. В то же время количество скважин должно быть достаточным для обеспечения нужных темпов добычи нефти и может быть более высочайшего коэффициента извлечения нефти. Как следует, нужно доказывать лучшую сетку скважин.

Для каждого эксплуатационного объекта, так как он геологически неоднороден и в целом его строение персонально, должна создаваться и персональная сетка скважин, неравномерная по площади объекта в согласовании с изменчивостью его строения. По данным разведки, обычно, можно оценить только средние значения характеристик объекта, изменчивость же его геологического строения остается плохо изученной. Потому принято производить двухэтапное разбуривание эксплуатационных объектов. На первом шаге бурят проектные скважины основного фонда, т. е. скважины, расположенные на площади объекта по строго геометрической сетке, форму которой определяют с учетом принимаемой разновидности способа воздействия на пласт, а густоту (плотность)—с учетом средних характеристик объекта, приобретенных по данным разведки. На втором шаге поочередно бурят скважины запасного фонда, предусмотренные проектным документом и составляющие 20—50 %, а время от времени и поболее от скважин основного фонда. Положение этих скважин в первом проектном документе не определяется, а их количество обосновывается исходя из трудности строения объекта разработки, плотности принимаемой сетки основного фонда скважин, степени изученности объекта. Места заложения запасных скважин устанавливают после бурения скважин основного фонда на базе огромного объема геологопромысловой инфы, приобретенной при их бурении и эксплуатации. Запасные скважины располагают на участках объекта, по геологическим и другим причинам не вовлеченных либо недостаточно вовлеченных в разработку главным фондом скважин. На объектах, на которых в процессе разработки происходит стягивание контуров нефтеносности (при законтурном либо приконтурном заводнении, разрезании залежей на площади либо блоки), часть запасных скважин бурят в центральных частях площади (блоков), более длительно находящихся в эксплуатации, взамен обводненных периферийных скважин для обеспечения предусмотренных проектным документом годичных уровней добычи нефти из объекта. В итоге бурения скважин основного и запасного фондов на эксплуатационном объекте в конечном счете создается неравномерная (с разными расстояниями меж скважинами) сетка скважин, отвечающая геологическим особенностям объекта и данным технологическим показателям разработки.



Более ответственная задачка при проектировании разработки—обоснование сетки основного фонда скважин. Обилие геологических особенностей эксплуатационных объектов обусловливает применение разных сеток скважин основного фонда. Они различаются по нраву размещения скважин, по форме сетки, по всепостоянству расстояний меж скважинами, по плотности.

По нраву размещения скважин основного фонда различают сетки равномерные и равномерно-переменные.

Равномерными именуют сетки с схожим расстоянием меж всеми скважинами. Эти сетки рекомендуются для залежей, скважины которых характеризуются ограниченными радиусами деяния, т. е. при низкой проницаемости либо высочайшей неоднородности пластов, при завышенной вязкости нефти, также для широких зон нефтяных залежей, представляющих из себя нефтегазовые зоны либо подстилаемых водой. Равномерное размещение скважин создают при площадном и избирательном заводнении, при разрезании залежей на узенькие блоки (рис.24).

В последнем случае добывающие и нагнетательные скважины практически размещаются рядами. Равномерные сетки целесообразны также при внедрении новых способов воздействия на пласт, которые используются для малопродуктивных залежей. Преимущество равномерных сеток состоит в том, что они позволяют заносить конфигурации в принятые системы разработки по мере более углубленного исследования малопродуктивных объектов. Так, при равномерной сетке относительно просто поменять размещение либо прирастить количество нагнетательных скважин, везде либо выборочно уплотнить сетку, выполнить регулирование разработки методом повторяющегося конфигурации направления потоков воды в пластах и т. д.


Загрузка...

Равномерно-переменными именуют сетки, в каких расстояние меж рядами скважин больше, чем расстояние меж скважинами в рядах (рис.25).

Расстояние меж рядом нагнетательных и ближним рядом добывающих скважин может приравниваться расстоянию меж рядами добывающих скважин либо быть несколько огромным его. Повышение расстояний меж рядами содействует продлению безводного периода эксплуатации скважин. Такое размещение скважин может быть и целенаправлено на залежах пластового типа в критериях их эксплуатации на природных режимах вытеснения нефти водой, также в купе с теми разновидностями способа заводнения, при которых нагнетательные скважины размещаются рядами (законтурное, приконтурное, все разновидности разрезания залежей). В общем случае равномерно-переменные сетки скважин при расположении последних рядами целесообразны для объектов с подходящей геологопромысловой чертой, владеющих высочайшей продуктивностью. Размещение скважин рядами именуют линейным.

В последние годы применяется ячеистое равномерно-переменное размещение скважин, рекомендуемое для карбонатных трещинно-поровых пластов при завышенной вязкости пластовой нефти.

При расположении скважин рядами как при равномерной, так и при неравномерной сетке различают ряды замкнутые и незамкнутые.

Замкнутыми именуют ряды, которые имеют вид колец обычно неверной формы, приблизительно повторяющей конфигурацию контура нефтеносности залежи либо границ площади, выделенной для самостоятельной разработки. Замкнутыми рядами добывающие скважины располагают на залежах пластово-сводового типа при реализации систем разработки, при которых происходит стягивание естественных контуров нефтеносности. Это системы с внедрением природного напора вод и с законтурным и приконтурным заводнением. Такую форму рядов используют также на площадях округленной формы, выделенных в границах объекта рядами нагнетательных скважин для самостоятельной разработки; на полосах, получаемых при кольцевом разрезании залежей) и при барьерном заводнении.

Незамкнутыми именуют ряды, обычно прямолинейные, которые пересекают залежь в определенном направлении и обрываются поблизости контура нефтеносности либо замкнутого разрезающего ряда, ограничивающего площадь самостоятельной разработки. Сюда же относят ряды, параллельные контуру нефтеносности, на залежах тектонически либо литологически экранированных (рис. 26). В таких случаях ряды будут изогнутыми.

При замкнутых рядах скважин в центральной части залежи (площади) целенаправлено располагать один незамкнутый ряд, к которому на поздних стадиях разработки будет стягиваться контур нефтеносности.

При расположении скважин рядами среднее количество рядов добывающих скважин доказывают с учетом того, что хоть какой нагнетательный ряд может оказывать действенное воздействие менее, чем на три добывающих ряда, примыкающих к нему с одной стороны. Снутри замкнутого ряда нагнетательных скважин располагают менее 3-х замкнутых рядов добывающих скважин. Меж незамкнутыми разрезающими рядами обычно располагают 5 либо три незамкнутых ряда добывающих скважин.

При линейном расположении скважин по всепостоянству расстояний меж скважинами различают сетки с неизменными расстояниями, когда везде сохраняются расстояния меж рядами и меж скважинами в рядах (неравные меж собой), и сетки с уплотнением к центру площади, когда нареченные расстояния сокращаются в этом направлении. Почаще проектируют сетку первого вида. В неких случаях, когда точно понятно, что линия стягивания контуров совпадает с местоположением внутреннего (центрального) ряда, уже при определении основного фонда скважины в этом ряду располагают более плотно, чем во наружных рядах. Постепенное уменьшение расстояний меж рядами и меж скважинами в рядах основной сетки может быть предвидено при резком увеличении нефтенасыщенной мощности пластов к центру залежи (площади). Такое явление типично, к примеру, для водонефтяных залежей, имеющих значительную высоту. На объектах платформенного типа с большой площадью нефтеносности на различных их участках может быть принято различное размещение скважин, к примеру в чисто нефтяной зоне— рядами, в водонефтяной либо подгазовой — по равномерной сетке.


По форме равномерные сетки скважин основного фонда разделяются на квадратную и треугольную (рис. 27).

Треугольнуюсетку используют при равномерном размещении скважин рядами, т. е. при разрезании залежей на блоки, также при семиточечном площадном заводнении. Квадратную сетку проектируют при пятиточечном и девятиточечном и нередко при избирательном заводнении. Скважины в равномерно-переменных сетках всегда располагают в шахматном порядке для обеспечения более равномерного перемещения контуров нефтеносности при разработке залежей.

К важным показателям сетки основного фонда скважин относится ее плотность, которая характеризуется расстояниями (м) меж скважинами и меж рядами, также удельной площадью Sосн на одну скважину (га/скв).

При равномерных сетках расстояния меж скважинами однообразные — lскв, при всем этом площадь квадратной сетки Sосн=l2скв, при треугольной — Sосн= l2скв/1,075.

Равномерно-переменные сетки характеризуются расстояниями: lскв.д—расстояние меж добывающими скважинами в рядах; lр.д — расстояние меж рядами добывающих скважин; lр.н-д—расстояние меж нагнетательным и первым (наружным) добывающим рядами; lскв.н—расстояние меж нагнетательными скважинами в рядах. В случаях, когда расстояния меж добывающими и нагнетательными скважинами схожи, что бывает очень нередко, сетка характеризуется 3-мя расстояниями: lскв.д ' lр.д ' lр.н-д (к примеру, 500х600х700 м).

Избранную для определенного объекта с учетом всех причин плотность сетки именуют хорошей. На основании опыта разработки нефтяных залежей установлено, что для обеспечения при вытеснении нефти водой может быть более высочайшей нефтеотдачи на объектах с наименее подходящей геолого-промысловой чертой нужно использовать более плотные сетки основного фонда скважин. Приблизительно могут быть даны последующие советы по выбору плотности основной сетки для различных геологических критерий.

Сетки добывающих скважин плотностью 60—40 га/скв (от 700х800 до 600х700 м)—для залежей с особо подходящей чертой: с очень низкой относительной вязкостью нефти (наименее 1), с довольно высочайшей проницаемостью цельного пласта, в особенности при трещинном типе карбонатных коллекторов и мощном строении залежей.

Сетки добывающих скважин плотностью 30—36 га/скв (от 600х650 до 500х600 м) —для залежей пластового типа с подходящей чертой: с низкой относительной вязкостью пластовой нефти (1—5), с проницаемостью коллекторов более 0,3—0,4 мкм2, при сравнимо однородном строении эксплуатационного объекта.

Сетки добывающих скважин либо нагнетательных и добывающих совместно зависимо от разновидности заводнения плотностью20—25 га/скв (от 500х550 до 400х400 м)—для залежей нефти в геологически неоднородных пластах при относительной вязкости нефти до 4—5, также при завышенной относительной вязкости нефти (до 15—20) даже при высочайшей проницаемости пластов.

Сетки нагнетательных и добывающих скважинплотностью наименее 16 га/скв(наименее 400х400 м)—для залежей с неоднородным строением либо с низкой проницаемостью пластов, также для залежей с высочайшей относительной вязкостью нефти (до 25—30) и залежей, требующих ограничения отбора воды из скважин в связи с образованием конусов воды либо газа, неустойчивостью пород-коллекторов и т. д.

На практике для высококачественного сопоставления плотности сетки скважин по различным объектам выделенные выше приблизительно четыре группы сеток разной плотности основного фонда скважин условно именуют соответственно: очень редчайшие, редчайшие, средние, плотные.

На выбор плотности сетки скважин существенное воздействие может оказывать глубина залежи. Из экономических суждений при иных равных критериях для глубокозалегающих пластов целесообразными возможно окажутся более разреженные сетки по сопоставлению с сетками при маленьких глубинах. В таких случаях разреженную сетку соединяют с более активной системой воздействия. Но нужно учесть, что по объектам с неблагоприятной геологической чертой при разреженных сетках утраты нефти в недрах растут.

Существенное воздействие на выбор сетки оказывает плотность припасов, т. е. величина припасов, приходящаяся на единицу площади залежи. С повышением плотности припасов растет необходимость уменьшения расстояния меж скважинами.

При обосновании хорошей сетки основного фонда добывающих и нагнетательных скважин вместе с геологическими факторами следует учесть и технологические—соотношение количества добывающих и нагнетательных скважин, величину градиента давления в пласте и др.

Как ранее говорилось выше, в итоге бурения скважин запасного фонда эксплуатационный объект оказывается разбуренным по неравномерной сетке, соответственной неоднородности его строения.

Для оценки фактической плотности сетки скважин используют несколько характеристик:

1. Средняя плотность сетки всего фонда пробуренных скважин на объекте разработки в целом:

Sобщ.д+н=Sобщ/(Nд + Nн)

2. Средняя плотность сетки добывающих скважин на объекте в целом:

Sобщ.д+н=Sобщ/Nд

3. Средняя плотность сетки всего фонда скважин в границах разбуривания объекта:

Sг.р.д+н=Sг.р/( Nд + Nн)

4. Средняя плотность сетки добывающих скважин в зоне отбора:

Sз.о.д=Sз.о./Nд

В приведенных выражениях применены последующие условные обозначения: Sобщ —площадь эксплуатационного объекта (залежи) в исходных его границах; Sг.р —площадь в границах разбуривания объекта; Sз.о —площадь зоны отбора, определяемая при законтурном либо приконтурном заводнении и при разрезании залежи в границах радиусов воздействия добывающих скважин наружных рядов; Nд — количество пробуренных добывающих скважин (основной фонд +запасные); Nн — количество пробуренных нагнетательных скважин (основной фонд +запасные).

Среднюю плотность сетки добывающих скважин в зоне отбора Sз.о.д определяют только для систем разработки с линейным размещением скважин. Сопоставление показателя Sз.о.д с плотностью сетки основного фонда добывающих скважин Sосн.д позволяет судить о степени уплотнения сетки добывающих скважин и общей сетки в итоге бурения скважин запасного фонда.

Характеристики плотности сетки Sобщ.д+н и Sобщ.д охарактеризовывают среднюю плотность сетки в исходных границах эксплуатационного объекта. Обычно некие части площади объекта остаются неразбуренными (периферийные части водонефтяных зон залежи с малой нефтенасыщенной мощностью, малопродуктивные участки и др.). Значения Sобщ.д+н и Sг.р.д+н, так же как и значения Sобщ.д и Sз.о.д близки, если разбурена практически вся площадь объекта. Обычно Sобщ.д+н > Sг.р.д+н и Sг.р.д+н > Sз.о.д, при этом разница меж ними тем значительнее, чем больше неразбуренная часть площади.

Вместе с удельной площадью на одну скважину сетку скважин охарактеризовывают удельными извлекаемыми припасами на одну скважину:

Qд+н=Qизвл/(Nд+Nн)

Qд=Qизвл/Nд

где Qд+н и Qд — удельные припасы на одну скважину соответственно при учете всех добывающих и нагнетательных скважин и при учете только добывающих скважин; Qизвл —исходные извлекаемые припасы нефти эксплуатационного объекта.

Действующие в текущее время системы разработки с заводнением характеризуются широким спектром значений в главном в границах 30—300 тыс. т на скважину. Этот показатель обычно тем больше, чем лучше фильтрационная черта объекта, позволяющая использовать сетку скважин наименьшей плотности.

Все выше произнесенное о сетках эксплуатационных объектов относится к системам разработки с разбуриванием залежей вертикальными либо наклонно направленными скважинами. В последние годы все более обширное применение находят, горизонтальные скважины с длиной горизонтальных стволов, создаваемых в границах продуктивного горизонта, до 500-600 м. При успешной проводке горизонтальных скважин на ряде объектов их дебит может в 3-5 раз превосходить дебит вертикальных скважин.

Пока бурение таких скважин проводится на отдельных участках месторождений и огромное количество вопросов о расположении пока не стандартизированны.




Возможно Вам будут интересны работы похожие на: СЕТКА СКВАЖИН НЕФТЯНОГО ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО ОБЪЕКТА:


Похожый реферат

Похожый реферат

Похожый реферат

Похожый реферат

Похожый реферат

Похожый реферат

Похожый реферат

Похожый реферат

Похожый реферат

Похожый реферат

Похожый реферат

Похожый реферат

Похожый реферат

Похожый реферат

Похожый реферат

Похожый реферат

Cпециально для Вас подготовлен образовательный документ: СЕТКА СКВАЖИН НЕФТЯНОГО ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО ОБЪЕКТА