Площадные срс

Различают 5,7,9-точечные системы размещения скважин

• 5-точечная площадная (см.рис.10)

Рис.10. 5-точечная площадная

Д/Н = 1;

А = а²

• 9-точечная площадная (см.рис.10.1)

Рис.10.1. 9-точечная площадная

Д/Н = 3

А=4а²

История выбора систем размещения скважин и ПСС

До 40-х годов использовались треугольные сетки с расстояниями между скважинами 50-100м до 250-300м . Метод разработки – естественный режим.

Этап с конца 40-х до середины 60-х годов.

44 год – Туймазинское месторождение – впервые была применена система заводнения (законтурное) 5-7 рядная система, ПСС около 20 га на скважину.

54 год – Ромашкинское месторождение – внутриконтурное заводнение (сейчас очагово-избирательное) 5-7 рядная система, ПСС 36-56 га на скважину (на данный момент 16-18га)

Середина 60-х годов -80-е годы связаны с разработкой месторождений Западной Сибири.

Сложность поверхностных условий региона - кустовой метод разбуривания залежи. Системы размещения трехрядные и блочные. Пласты объединялись в единые эксплуатационные объекты.

70-80-е годы используются интенсивные рядные (линейные и трехрядные), площадные (7-9 точечные), блочно-квадратные (500-500 м, 600-600 м). Соотношение добывающие/нагнетательные снижается до 5,6. Проводится разукрупнение эксплуатационных объектов. Используются более интенсивные системы размещения скважин.

Система размещения горизонтальных скважин (СРГС)

Цель и задачи применения горизонтальных скважин:

Основная цель использования – максимизация извлекаемых запасов путем повышения степени охвата пласта воздействием и увеличение области дренирования за счет увеличения площади вскрытия пласта и снижения фильтрационного сопротивления в призабойной зоне.

Горизонтальные скважины позволяют вовлекать в разработку залежи с высокой неоднородностью, низкой проницаемостью, высокой расчлененностью и линзовидностью.

Классификация горизонтальных скважин по системам размещения:

Виды систем размещения:

-линейные

-батарейные

-смешанные

-многолатеральные

Линейные:

1. Монолитный пласт , однорядные. (см.рис.11)

Рис. 11.1Однорядные линейные СРГС, Монолитный пласт

Аналогичные системы для пятирядных и трехрядных систем размещения.

2. Слоистый пласт, несогласное заложение стволов (см.рис.11.2)

Рис.11.2Линейные СРГС, слоистый пласт, несогласное заложение стволов

Согласное заложение стволов (см.рис.11.3)

Рис. 11.3Линейные СРГС, Слоистый пласт, согласное заложение стволов

Батарейные системы:

Рис.12. Батарейные СРГС

Квадратные батарейные системы

Треугольные батарейные системы

Смешанные системы:

Пятиточечный элемент

Девятиточечный элемент

7.3 Критерии применимости горизонтальных скважин

Критерии	ГС с большим R	ГС с средним R	ГС с малым R	МС
Трещинный колл	-	+	+	+
Наличие тектонических разломов	-	+	+	+
Образование газовых конусов	-	-	+	-
Образование водяных конусов	+	+	-	+
Низкая пластовая энергия	-	+	+	+
Низкая абсолютная проницаемость	+	+	+	+
Высокая расчлененность	-	+	+	+
Карбонатный тип коллектора	+	-	-	+

Hэф > 4-5м для водяных конусов

Hэф > 8-10м для газовых конусов

Для рыхлых и плохо сцементированных коллекторов можно применить ГС только с ультракоротким радиусом (вообще не рекомендуется).

Многолатеральныескважины

1. ГС

2. от горизонтального ствола

МГС с 1 латералью

2х латеральная МГСL1=L2=250м

3х латеральная МГС4х латеральная МГС

L1=L2=L3=500/3=167мL1=L2=L3=L4=500/4=125м

Технологии многолатеральных скважин особенно эффективны в условиях глубоких, отдаленных и сложных по своему геологическому строению месторождений.

Наиболее значительные притоки в 1 и 2-х летеральных скважинах. Низкая продуктивность с большим количеством латералей (ветвей) связано с тем, что каждая латераль интерферирует по давлению с другими давлениями, снижая тем самым притоки нефти к области дренирования этой латерали.

С другой стороны интерференционные эффекты на латеральных скважинах с короткими и близкими ветвями создают малые водные и газовые конуса и уменьшают нефтеотдачу.

Рекомендуется применять вблизи зоны трещиноватости или разломов, где невозможно применение горизонтальных скважин в высоконеоднородных карбонатных коллекторах.

Типы многолатеральных скважин:

• Разветвленная;

Рис 13Разветвленная

• Раздвоенная;

Рис. 13.1. Раздвоенная

• Ответвленная от горизонтального ствола;

Рис. 13.2Ответвленная

• Ответвленная от вертикального ствола;

Рис.13.3. Ответвленная от вертикального ствола

• Ответвленные друг над другом;

Рис 13.4. Ответвленная друг над другом

• Противоположно ответвленные.

Рис. 13.5. Два противоположных ответвления

Оценка плотности сетки скважин

Плотность сетки скважин – это отношение S дренируемой зоны на 1 скважину

- плотные (1-16га/скв)

- менее плотные (16-64 га/скв)

- разряженные (>64 га/скв)

ПСС – характеризует элемент системы размещения скважин

• 400м – плотная системаразмещения

• 800м – менее плотная

• >800 м- разреженная

Все выше сказанное относится к вертикальным и наклонным направленным типам скважин.

Выбор плотности сетки скважин

В настоящее время не существует общепринятых методов выбора наиболее эффективной плотности сетки скважин. В основном ПСС и местоположение скважины выбирают на основе полномасштабного компьютерного моделирования процессов разработки нефтяных и газовых залежей.

Этот подход весьма сложный и не всегда эффективный. Предлагается использовать при выборе ПСС экспертные оценки, статистический анализ БД успешных проектов и теорию нечетких множеств. Этот метод существенным образом опирается на геологическую информацию о пластовой структуре и свойствах пластовых флюидов. В настоящее время большинство рассмотренных выше МВ проходят апробацию на стадии опытно-промышленной эксплуатации. Только методы нагнетания пара и CO₂ широко используются при разработке нефтяных месторождений. Поэтому высокая степень определенности в апробированных интервалах ПСС существует только для этих двух методов и, следовательно, высока степень определенности плотности сетки скважин. Для остальных МВ степень определенности рекомендуемой ПСС значительно ниже (см. табл.).

Формирование и структуризация множества параметров, влияющих на ПСС, на основе экспертных данных

Структурированное множество параметров формируется на основе экспертного опроса специалистов.

1.Литологические параметры: тип пород; обстановка осадконакопления.

2.Геолого-промысловые параметры: продуктивность скважин, м/сут; начальные извлекаемые запасы нефти на 1 добывающую скважину, м/скв.; отношение начальных извлекаемых запасов ко всем запасам, м /т.

3.Характеристики пласта: общая толщина пласта, м; эффективная нефтенасыщенная толщина, м; площадь нефтеносности залежи, м²; глубина залегания пласта, м; коэффициент песчанистости, д.ед.; коэффициент расчлененности, д.ед.; коэффициент непрерывности пласта, д.ед.; коэффициент вариации проницаемости, д.ед.

4.Фильтрационно-емкостные параметры: проницаемость, мкм²; пористость, д.ед.; механический состав породы, д.ед.; гидропроводность пластов, мкм²см/(мПас); начальная нефтенасыщенность, д.ед.

5.Физико-химические параметры флюидов: вязкость нефти в пластовых условиях, мПас; плотность нефти в пластовых условиях, мПас; подвижность нефти в пластовых условиях, мкм² /(мПас); объемный коэффициент, д.ед.; газовый фактор (начальная газонасыщенность), д.ед.

6.Пластовые условия: начальное пластовое давление, МПа; давление насыщения нефти газом, МПа; упругий запас энергии; пластовая температура, С.

Задача. Методом попарного сравнения определить значимость каждого из параметров

Например.Для трех параметров:

	Р1	Р2	Р2	Σ	wi– вес параметра
Р1	1	1	1	3	3/6= 0,5
Р2	0	1	0	1	1/6
Р3	0	1	1	2	2/6=1/3
				6

Таблица 7.4 Рекомендуемые ПСС для некоторых МВ

Метод	ПСС, га/скв.
Заводнение Нагнетание горячей воды Нагнетание пара Внутрипластовое горение Нагнетание ПАВ Нагнетание полимера Нагнетание щелочи Мицеллярно-полимерное заводнение Нагнетание кислоты Карбонизированное заводнение Нагнетание азота Нагнетание CO2 Нагнетание УГ	16-24 20-25 2,5-8,0 5-20 5-20 7,5-13 5-10 0,5-7,5 5-10 5-20 10-20 10-50 10-20

Таблица 7.2 Критерии выбора основных систем размещения обычных скважин

Критерий	Площадные				Рядные				Закон-турная
	5-точ.	7-точ.	9-точ.	1 рядная		3-рядная	5-рядная
Площадь залежи, км2	>1,0	>1,0	>1,0	>10,0		>16,0	>16,0	>10,0
µ 0 , ед.	1-30	1-30	1-15	1-30		1-15	1-10	1-30
Расчлененность пласта, ед.	1-2	1-4	1-4	1-10		1-6	1-4	1-8
Песчанистость, д.ед.	0,1-1	0,1-1	0,4-1	0,1-1		0,4-1	0,6-1	0,5-1
Прерывистость	высокая	средняя	низкая	высокая		средняя	низкая	низкая
Густота сбросов	высокая	высокая	средняя	средняя		низкая	низкая	низкая
Эффективная толщина, м	1-20	1-20	5-40	1-20		5-40	20-100	20-100
Количество пластов в ЭО	1	1	1-2	2-5		1-3	1-2	2-5
Соотношение продуктивности пластов в ЭО	-	-	1-2	1-3		1-2	1-2	1-3
Коэффициент продуктивности, т/(сут.МПа)	1-300	1-300	1-300	1-300		20-300	100-300	20-300
Коэф. гидропроводности м3/(Па.с)*1010	0,1-40	0,1-40	0,1-40	0,1-40		3-40	15-40	3-40
Линейная направленность трещин	нб	нб	нб	+		+	+	нб
Неоднородность по проницаемости	нд	нд	нд	нд		нд	о	о
Обстановка осадконакопления	речная;дельтовая;эоловая;озерная	речная;дельтовая	речная;дельтовая	дельтовая; глубоковод-но-морская		мелководная; прибрежная; глубоководно-морская	мелко-водная	мелко-водная
Примечание.нбнеблагоприятная, нднеоднородная, ооднородная.