2.3.2 Выбор геометрии и плотности сетки скважин

Геометрия сетки скважин – характер взаимного расположения добывающих и нагнетательных скважин на эксплуатационном объекте.

Сетка скважин может быть равномерной или неравномерной. Равномерная сетка скважин может быть квадратная и треугольная.

При разбуривании месторождения сетка скважин, сначала в 2-4 раза более редкая, постепенно сгущается до проектной плотности.

Все практически возможные проектные сетки размещения скважин составляются из сеток стандартного дихотомического ряда квадратных сеток, который начинается с квадратной сетки 100x100 м или 0,01 км² = 1 га на скважину и продолжается путем последовательного разрежения в 2 раза.

S: 1,2,4,8,16,32,64 и 128 га/скв. Более редкая сетка скважин называется стартовой, а более густая сетка называется базовой.

При такой общей сетке те скважины, которые оказались ненужными на своих проектных эксплуатационных объектах (например, попали в зоны неколлектора), переводятся на другие эксплуатационные объекты.

Оптимальная плотность сетки скважин определяется с использованием формулы для расчета коэффициента нефтеотдачи при вытеснении нефти водой:

η = К_выт*К_сн*К_сд, (9)

где К_выт – коэффициент вытеснения.

, (10)

где n – показатель степени, зависящий от типа коллектора, для трещинного коллектора n = 3, для порового коллектора n = 2,5; n_в – предельная обводненность скважинной продукции, объемные доли в поверхностных условиях; μ_н, μ_в ­– коэффициенты динамической вязкости нефти и воды в пластовых условиях; b_н, b_в­ – объемные коэффициенты нефти и воды.

Предельная обводненность скважинной продукции устанавливается технико-экономическим анализом добычи нефти.

Коэффициент сетки добывающих скважин К_сд:

, (11)

где α – коэффициент, учитывающий хаотическую прерывистость пластов и слоев, для добывающих скважин α = 0,5; S* – плотность сетки добывающих скважин.

Коэффициент сетки нагнетательных скважин К_сн:

, (12)

где S** – плотность сетки нагнетательных скважин, км²; при 5-ти точечной системе разработки S** = S*, при 7-ми точечной – S** = 3,5S*, при 9-ти точечной – S**= 4S**.

= 0,95, = 0,85, = 0,57,

η = 0,95*0,85*0,57 = 0,6.

2.3.3 Выбор эксплуатационных объектов н проектирование разработки многопластовых месторождений

Эксплуатационный объект разработки - это один или несколько продуктивных пластов месторождения, выделенных исходя из геолого­технических условий и экономических соображений для разбуривания и эксплуатации единой системой скважин.

Применяют различные метода разработки многопластовых месторождений:

- пласты разрабатываются последовательно снизу вверх; эксплуатационная колонна спускается до самого нижнего пласта, который перфорируют и осваивают; после выработки пласта его изолируют и переходят на следующий вышележащий пласт. Этот метод значительно увеличивает время разработки месторождения, которое может быть значительно больше времени безаварийной работы эксплуатационной колонны. Преимущество этого метода- качественный контроль и регулирование процесса разработки.

-пласты разрабатываются последовательно начиная с самого продуктивного по запасам нефти; эксплуатационная колонна спускается до самого нижнего пласта; перфорируется самый продуктивный пласт и осваивают; после выработки пласта его изолируют и переходят на следующий по продуктивности пласт; для изоляции пласта используют пластоперекрыватели. Этот метод также увеличивает время разработки месторождения, которое может быть значительно больше времени безаварийной работы эксплуатационной колонны. Эксплуатационная колонна должна быть большого диаметра ( 6 и более дюймов), чтобы обеспечить спуск требуемого количества пластоперекрывателей. Преимущество этого метода - качественный контроль и регулирование процесса разработки, а также уменьшает срок окупаемости капитальных вложений.

- все пласты разрабатываются одновременно своей отдельной сеткой скважин. Этот метод требует большого бурения числа эксплуатационных скважин и соответственно больших капитальных вложений. Преимущество этого метода - качественный контроль и регулирование процесса разработки.

совместная разработка нескольких пластов одной сеткой скважин;

- одновременно-раздельная разработка двух или трёх пластов одной сеткой скважин; в скважину спускается специальное оборудование, позволяющее отбирать нефть раздельно из каждого пласта.

Выбор того или иного метода определяется геолого-промысловыми характеристики пластов и на основе технико-экономического анализа.

Не рекомендуется объединять для разработки пласты:

-разного лигологического состава (пески, песчаники, карбонаты, граниты, глины);

-разного типа пустотности (поровые, порово-трещинные, трещинные);

-разного по величине пластового давления (разность пластовых давлений больше гидростатического давления между отметками кровли пластов);

-с различными свойствами нефти (по вязкости, по содержанию серы, по давлению насыщения нефти газом);

-с разным фазовым состояние углеводородной системы (однофазная нефть, нефтяная залежь с газовой шапкой);

-разной продуктивности (высокая, средняя, низкая и ультранизкая).

Экономически убыточно разбуривать и вводить в разработку нефтяные пласты при начальном максимальном дебите нефти добывающей скважины по пластам низкой продуктивности менее 9 т/сут, по пластам ультранизкой продуктивности - менее 6 т/сут.