6.3 Уплотнение сеток скважин в процессе разработки месторождений

Плотность сетки скважин (ПCC) - это отношение площади залежи F к числу скважин n.

Наиболее приемлемым является выражение:

ПCC = F / n_э + n_н (6.1)

В.Н. Щелкачёв для количественной оценки характеристики данного понятия предложил ввести термин – удельная плотность сетки скважин (УПС). Под УПС понимается площадь нефтеносности в пределах внешнего контура ВНК, разделённая на число эксплуатационных и нагнетательных скважин.

Параметр УПС, так же, как и коэффициент нефтеотдачи, является интегральным показателем. Особенность его в том, что он усреднённо дает информацию о продуктивном пласте.

В.Н. Щелкачёв, исходя из соответствующей модели разработки, получил следующую приближённую зависимость между коэффициентом нефтеотдачи и УПС:

КИН = К_выт. е ^–аSуд., (6.2)

где а - коэффициент пропорциональности, зависящий от ФЕС пластов и свойств пластовых флюидов;

S_уд. - удельная площадь, (т. е. УПС).

В соответствии с приведенной формулой были рассчитаны КИН для некоторых нефтяных месторождений (таблица 6.1).

Из приведённых данных следует, что при росте величины удельной площади наблюдается устойчивая тенденция снижения КИН.

Таблица 6.1 - Зависимость КИН от S_уд. для ряда нефтяных месторождений

Месторождение	Sуд., га/скв.
	2	10	20	30	40	100
Восточный Техас	0,8	0,78	0,76	0,73	0,71	0,59
Бавлинское	0,74	0,72	0,69	0,67	0,65	0,52
Туймазинское, Д2	0,69	0,65	0,60	0,56	0,51	0,32
Ромашкинское	0,68	0,62	0,55	0,48	0,43	0,21

По гидродинамической сути уплотнение сеток скважин (уменьшение расстояния между добывающими скважинами) приводит к перераспределению потоков в объеме пласта. Опыт разработки и результа­ты анализа по выработке запасов обнаруживают наличие целиков нефти (или плохо промытых объемов) между скважинами, обводненность кото­рых приближается к предельной. Пробуренные скважины уплотняющего фонда между скважинами первоначальных сеток дают притоки или без­водной нефти, или нефти с малым процентом содержания воды в продукции скважин. Необходимость уплотнения сеток скважин обосновывается анализом разработки месторождений по уже внедренным вариантам. При этом уплотнение может быть:

1. вторичным (на уже разбуренных по первоначальным сеткам участках);

2. первичным (на новых неразбуренных участках, на которых обоснована необходимость бурения более плотных сеток скважин).

В том и другом случае принятые решения по регулированию процес­са разработки нефтяного месторождения (эксплуатационного объекта) приводят к увеличению коэффициентов охвата пласта воздействием и за­воднением, что в конечном итоге увеличивает КНО.

Практически все месторождения нефти в Западной Сибири подверг­лись трансформированию систем разработки, в частности в направлении пересмотра первоначально запроектированных сеток скважин. На одно­родные пласты проектировались редкие сетки скважин (700x800 м на пласт БВ₈ Самотлорского месторождения - 56 га/скв; 750x750 м на верх­ние пласты Усть-Балыкского месторождения - > 56 га/скв). По мере разбуривания (освоения) месторождений обнаруживались большая неодно­родность пластов и неполный охват пластов воздействием. Потребовалось между скважинами первичных сеток бурить скважины вторичного уплот­нения. Для разбуривания менее продуктивных водонефтяных зон, где эф­фективная нефтенасыщенная толщина пластов снижалась до 4-5 м, сочли целесообразным уплотнять сетки до 24 и даже до 16 га/скв.

Оказалось, что уплотнение сетки в 2 раза (от 32 до 16 га\скв) в условиях рядного разбуривания увеличивает КНО примерно на 8 %, для площадных систем заводнения прирост нефтеотдачи достигает 5-6 %.

Как следует из приведенных зависимостей, переход с пятирядной системы размещения скважин на площадные системы заводнения увели­чивает КНО примерно на 8 %.