Что характеризует параметр плотности сетки скважин

Обновлено: 07.07.2024

Разработка. Понятие о системе разработки залежей нефти. Рациональная система разработки. Параметры системы разработки

Система разработки определяет количество эксплуатационных объектов, способы воздействия на пласты и темпы отбора нефти из них, размещение и плотность сетки добывающих и нагнетательных скважин, способы и режимы их эксплуатации, мероприятия по контролю и регулированию процесса разработки, охране недр и окружающей среды.

Рациональной называют систему разработки, реализация которой обеспечивает потребности в нефти (газе) и возможно более полное извлечение из пластов нефти, газа, конденсата и полезных попутных компонентов при благоприятных экономических показателях.

Наиболее применимыми параметрами характеризующими системы разработки считаются:

Параметр плотности сетки скважин S_c — площадь объекта разработки, приходящаяся на одну скважину.

Удельный извлекаемый запас нефти или параметр А.П. Крылова N_кр— отношение извлекаемых запасов нефти по объекту к общему числу скважин.

Размерность параметра N_кр — т/скв.

Параметр — отношение числа нагнетательных скважин к числу добывающих скважин. Этот параметр, характеризует интенсивность системы заводнения.

Параметр — отношение числа резервных скважин к числу добывающих скважин основного фонда, .

Стадии разработки залежей нефти.

Достижение максимального годового отбора извлекаемых запасов нефти не всегда совпадает с окончанием бурения скважин. Иногда оно наступает раньше срока разбуривания залежи.

2 стадия(стадия поддержания достигнутого максимального уровня добычи нефти или стабилизация) - характеризуется стабильными годовыми отборами нефти и получением максимальной добычи нефти.

Основная задача этой стадии - бурение скважин резервного фонда, регулирование режимов скважин и освоения в полной мере системы заводнения. Также применением различных методов интенсификации. Некоторые скважины к концу стадии перестают фонтанировать, и их переводят на механизированный способ эксплуатации

3 стадия (стадия падающей добычи нефти) характеризуется интенсивным снижением темпа разработки на фоне прогрессирующего обводнения продукции скважин при водонапорном режиме и резким увеличением газового фактора при газонапорном режиме. Практически все скважины эксплуатируются механизированным способом. Значительная часть скважин к концу этой стадии выбывает из эксплуатации.

4 стадия ( поздняя, конечная или завершающая стадия разработки) характеризуется низкими темпами разработки.

. Для нее характерно медленное падение добычи нефти, высокая обводненность продукции до тех пор, при котором еще рентабельна эксплуатация скважин. Предел рентабельности наступает при обводненности скважин до 98%.

Режимы нефтяных залежей

Режим, при котором нефть вытесняется из пласта под действием напора краевой воды, но в отличие от водонапорного режима основным источником энергии при этом служит упругость пород-коллекторов и насыщающей их жидкости. При этом режиме отбор жидкости не полностью компенсируется внедряющейся в залежь водой. В результате, снижение давления в пласте постепенно распространяется за пределы залежи и захватывает большую область водоносной части пласта. В этой области происходит соответствующее расширение породы и пластовой воды. Коэффициенты упругости воды и породы незначительны, однако при больших размерах области сниженного давления, во много раз превышающих размеры залежи, упругие силы пласта служат источником значительной энергии.

Газонапорный режим — это режим нефтяной части газонефтяной залежи, при котором нефть вытесняется из пласта под действием напора газа, заключенного в газовой шапке. В результате снижения пластового давления в нефтяной части залежи происходит расширение газовой шапки и соответствующее перемещение вниз ГНК. Процесс расширения газовой шапки может несколько активизироваться в связи с поступлением в нее газа, выделяющегося из нефти. Поскольку в нефтегазовых залежах давление насыщения часто близко к начальному пластовому, то вскоре после начала разработки пластовое давление оказывается ниже давления насыщения, в результате начинается выделение из нефти растворенного газа; при высокой вертикальной проницаемости пласта газ частично пополняет шапку.

Режим растворенного газа — режим нефтяной залежи, при котором пластовое давление падает в процессе разработки ниже давления насыщения, в результате чего газ выделяется из раствора и пузырьки окклюдированного газа, расширяясь, вытесняют нефть к скважинам. Режим в чистом виде проявляется при отсутствии влияния законтурной области, при близких или равных значениях начального пластового давления и давления насыщения, при повышенном газосодержании пластовой нефти, при отсутствии газовой шапки.

В процессе разработки происходит уменьшение нефтенасыщенности пласта, объем же залежи остается неизменным. В связи с этим в добывающих скважинах перфорируют всю нефтенасыщенную толщину пласта.

Гравитационный режим — это режим, при котором нефть перемещается в пласте к скважинам под действием силы тяжести самой нефти. Этот вид энергии может действовать, когда другими ее видами залежь не обладает. Режим может быть природным, но чаще проявляется после завершения действия режима растворенного газа, т.е. после дегазации нефти и снижения пластового давления. Его проявлению способствует значительная высота залежи. Нефть в пласте стекает в пониженные части залежи. Дебит скважин в целом низок и возрастает с понижением гипсометрических отметок интервалов вскрытия пласта. Дебит присводовых скважин постепенно уменьшается в результате "осушения" пласта. По той же причине сокращается объем залежи. Нефть отбирается очень низкими темпами — менее 2 – 1 % в год от начальных извлекаемых запасов.

Размещение скважин по площади нефтяного месторождения (залежи).

Треугольная

Заложение каждой новой скважины в вершине треугольника, в двух других вершинах которого уже имеются пробуренные скважины.

Размещение скважин последовательными рядами вокруг скважины-открывательницы на одинаковых гипсометрических отметках базисного продуктивного горизонта.

Размещение скважин на разных гипсометрических отметках по профилю (линии), пересекающему структуру или площадь залежи в определенном направлении, с целью получения профильного геологического разреза.

На практике в определенных условиях применяют комбинированные системы размещения скважин, состоящие из различных сочетаний основных систем или их модификаций (например, зигзаг-профильная система).

Системы разработки нефтяных месторождений с поддержанием пластового давления

· под действием естественного напора краевых вод

· путем заводнения

При разработке с использованием естественного напора краевых вод добывающие скважины располагаются таким образом, чтобы фронту продвигающейся краевой воды противостоял фронт скважин. Для этого скважины размещает рядами параллельно контуру воды. Скважины обычно располагают в пределах внутреннего контура нефтеносности. По мере обводнения наружных рядов скважин их отключают.

Для принятия решения о проведении поддержания пластового давления закачкой воды на конкретной залежи нефти последовательно прорабатывают следующие вопросы:

- определяют местоположение нагнетательных скважин;

- определяют суммарный объем нагнетаемой воды;

- рассчитывают число нагнетательных скважин;

- устанавливают основные требования к нагнетаемой воде.

Местоположение нагнетательных скважин определяется в основном особенностями геологического строения залежи нефти. Задача сводится к тому, чтобы подобрать такое расположение нагнетательных скважин, при котором обеспечивается наиболее эффективная связь между зонами нагнетания воды и зонами отбора с равномерным вытеснением нефти водой.

В настоящее время применяются следующие системы заводнения:

3)внутриконтурное, путем разрезания залежи нефти рядами нагнетательных скважин на зоны самостоятельной разработки, различных размеров

4)сочетание законтурного и внутриконтурного

Рассмотрим основные особенности и критерии всех систем.

Законтурное заводнение. Воздействие на пласт в этом случае осуществляется через систему нагнетательных скважин, расположенных за внешним контуром нефтеносности. Линия нагнетательных скважин располагается примерно в 300 - 800 м от контура нефтеносности для создания более равномерного воздействия на него, предупреждения образования языков обводнения и локальных прорывов воды в эксплуатационные скважины.

Внутриконтурное заводнение наиболее распространенный вид заводнения. Здесь обширная по площади и большая по запасам залежь разрезается рядами нагнетательных скважин на самостоятельные площади разработки.

Воздействие на пласт в этом случае осуществляется через систему нагнетательных скважин, расположенных по той или иной схеме внутри контура нефтеносности. Это более интенсивная система воздействия на залежь нефти, позволяющая сократить сроки выработки запасов и быстро наращивать добычу нефти.

Различают несколько разновидностей внутриконтурного заводнения: разрезание залежи линиями нагнетательных скважин на полосы, кольца, создание центрального разрезающего рядас несколькими поперечными рядами и в сочетании с приконтурным заводненном.

Площадное заводнение - это так же один из видов разрезания залежи. В следствие того, что при этой системе добывающие скважины находятся под непосредственным влиянием нагнетательных, площадное заводнение является наиболее интенсивной системой воздействия, обеспечивает максимальные темпы разработки.

Площадное заводнение применяют при разработке пластов с очень низкой проницаемостью.

Здесь добывающие и нагнетательный скважины располагаются по правильным пяти-, семи- и девятиточечным схемам.

Избирательная системазаводнения применяется при разработке зонально неоднородных прерывистых залежей. Сущность ее заключается в целенаправленном выборе местоположения нагнетательных скважин, с учетом детального изучения геологических условий распространения продуктивного пласта, его связей с забоями ближайших добывающих скважин и таким образом, чтобы обеспечить максимально возможную интенсивность вытеснения нефти водой. При этом создаются максимальные условия для интенсификации процесса разработки и сводится к минимуму влияние зональной неоднородности, прерывистости пласта. Нагнетательные скважины располагаются хаотично, в зонах максимальной продуктивности. Это осложняет систему водоснабжения нагнетательных скважин. На первых этапах разработки, когда геологическая информация ограничена или просто недостаточна, эта система не может быть применена. Она эффективна лишь на последующих этапах, когда выявляются детали строения пласта н результаты влияния на скважины закачки основной системы заводнения.

Очаговое заводнение. Очаговое заводнение используют в сочетании с любой другой системой заводнения для улучшения охвата пласта вытеснением, а также для выработки запасов из отдельных линз или участков пласта (застойных зон), на которые не распространяются влияние закачки от ближайших нагнетательных рядов. Как правило, при очаговом заводнении используют под нагнетание одну из добывающих скважин, расположенную рационально по отношению к окружающим добывающим скважинам и в зоне пласта с повышенной проницаемостью. Однако для очагового заводнения возможно бурение специальной скважины или даже группы скважин для увеличения охвата воздействием большего объема нефтенасыщенной части пласта или его слабопроницаемых зон.Головное заводнение. Это нагнетание воды в наиболее повышенные зоны залежей, тектонически или литологически экранированных в сводовых частях.

Объект разработки. Факторы, влияющие на выделение залежи в объект разработки или объединение нескольких залежей в один объект разработки. Системы разработки многопластовых залежей.

Геолого-физические свойства пород-коллекторов нефти и газа . Резко отличающиеся по проницаемости, общей и эффективной толщине, а также неоднородности пласты во многих случаях нецелесообразно разрабатывать как один объект, поскольку они могут существенно отличаться по продуктивности, пластовому давлению в процессе их разработки и, следовательно, по способам эксплуатации скважин, скорости выработки запасов нефти и изменению обводненности продукции.

Физико-химические свойства нефти и газа. Важное значение при выделении объектов разработки имеют свойства нефтей. Пласты с существенно различной вязкостью нефти бывает нецелесообразно объединять в один объект, так как их можно разрабатывать с применением различной технологии извлечения нефти из недр с различными схемами расположения и плотностью сетки скважин.

Фазовое состояние углеводородов и режим пластов. Различные пласты, залегающие сравнительно недалеко друг от друra по вертикали и имеющие сходные геолого-физические свойства, в ряде случаев бывает нецелесообразно объединять в один объект в результате различного фазового состояния пластовых углеводородов и режима пластов.

Условия управления процессом разработки нефтяных месторождений. Чем больше пластов и пропластков включено в один объект, тем технически и технологически труднее осуществлять контроль за перемещением разделов нефти и вытесняющего ее агента (водонефтяных и газонефтяных разделов) в отдельных пластах и пропластках, труднее осуществлять раздельное воздействие на пропластки и извлечение из них нефти и газа, труднее изменять скорости выработки пластов и пропластков.

Техника и технология эксплуатации скважин. Могут быть многочисленные технические и технологические причины, приводящие к целесообразности или нецелесообразности применения отдельных вариантов выделения объектов.

Разработка многопластового нефтяного месторождения представляет собой сложный процесс по добыче полезных ископаемых из недр Земли. Разработка осуществляется при использовании буровых скважин или шахт.

На первой стадии вводят эксплуатационные объекты в многопластовое месторождение.
Создается сетка размещения самой скважины.
Определяется порядок и интенсивность работ.
Выявляются способы регулирования пластов.

Первый метод – снизу вверх. Суть способа состоит в том, что залежи топлива вводятся в обработку последовательно, начиная с нижнего. Первый пласт в данном случае базисный. Первый пласт выбирается тщательно, по признаку его высокой продуктивности. Предварительно базис хорошо изучают на больших площадях, определяют его сортность и пригодность для быстрого бурения.
Второй метод именуется сверху-вниз. При этом пласты вводят в разработку последовательно, начиная с верхнего и двигаясь вниз. Если используется ударный способ бурения – такая система особенно удобна. Но на сегодняшний день ударный способ почти не применяют, он используется как исключение при работе с неглубоко залегающими пластами.
Последний метод является самым современным и чаще всего применяется – это система одновременной разработки двух и более пластов. Способ самый эффективный и продуктивный, при этом пласты разбуриваются одновременно отдельной сеткой скважин. Система хороша в том случае, если все пласты месторождения очень продуктивны и имеют хорошо выраженный напор.

Основные проектные документы по разработке нефтяных месторождений и их содержание. Последовательность проектирования разработки нефтяного месторождения.

2)Технологическая схема опытно-промышленной эксплуатации В случаях, когда возникают сомнения в использовании тех или иных расстояний между скважинами, в выборе объектов разработки, или технологии извлечения нефти

3) Технологическая схема разработки месторождения являются основными документами, определяющими разработку месторождения. В тех.схеме устанавливается система и технология разработки. В процессе её реализации производится основное эксплуатационное разбуривание месторождения.

4)Проекты разработки в котором с учетом многих условий устанавливаются трассы промышл.нефтепроводов и их техн.характеристики, тип и конструкция устройств для сбора и замера нефти и газа, систем управления, типы и производительность устройств для сепарации нефти и газа, и т.п. На основе проекта обустройства строительство объектов разработки.

5)Уточненные проекты разработки оставляется когда месторождение разбурено на 60-70%, но в систему и технологию ещё можно ввести изменения. Если и после составления и начала осуществления проекта разработки возникнет необходимость изменения проекта, то составляется уточненный проект разработки.

Любое месторождение имеет этапы и стадии разработки. И все они осуществляются на основании проектных документов.

Основные этапы:1 этап - поисково-оценочный. Целью поисково - оценочных работ является обнаружение новых месторождений нефти и газа или новых залежей на ранее открытых месторождениях и оценка их запасов по сумме категорий С1 и С2.

На этом этапе составляется и реализуется «Проект поискового бурения», который составляется на площадь с выявленной ловушкой и перспективными ресурсами категории С3. Намечается проведение грави-, электро-, магниторазведки, сейсмики, бурение одной или нескольких поисковых скважин, отбор керна, флюидов, испытания с целью обнаружения залежей нефти и/или газа и открытия месторождения.

2 этап: разведка месторождения. Месторождение открыто, если на площади в скважине получен промышленный приток нефти и/или газа. На этом заканчивается этап поиска.

После открытия м-ния составляется «Проект разведочного бурения», с целью разведки и уточнения геологического строения пластов месторождения.Может составлятся еще «Проект доразведки». Этап разведки закончен, когда на Госбаланс РФ поставлены запасы

категорий С1 (разведанные) и С2 (предварительно оцененные). Но доразведка месторождения продолжается, пока на месторождении имеются запасы категории С2.

3 этап: подготовка к промышленной эксплуатации.

- Проект (план) пробной эксплуатации разведочной (ых)скважин;

- Проект пробной эксплуатации (до 3 лет);

- Тех. схема опытно-промышленной разработки (высоковязкие нефти, сложное строение и т.д. сроком до 5-7лет).

Основные условия для составления ППЭ – это наличие на Госбалансе РФ запасов нефти и/или газа категории С1 и С2.

4 этап: промышленная эксплуатация. - Тех. схема разработки (на период разбуривания месторождения).

В данном документе решаются задачи:

- расстановка фонда скважин на полное развитие.

Основное условие для составления тех. схемы – это выполнение пересчета запасов и ТЭО КИН с представлением в ГКЗ РФ. (После утверждения тех.схемы составляется «проект обустройства», в котором с учетом многих условий устанавливаются трассы промышленных нефте-газо-конденсатопроводов и их технические характеристики, тип и конструкция устройств для сбора и замера нефти и газа, систем управления, типы и производительность устройств для сепарации нефти и газа, и т.п. На основе проекта обустройства ведется строительство объектов сбора, транспорта, инфраструктуры и др.)

8.Контроль за текущей разработкой нефтяных месторождений.

Контроль за разработкой нефтяных залежей осуществляется в целях:

а) оценки эффективности принятой системы разработки залежи в целом и отдельных технологических мероприятий по ее осуществлению;

б) получения информации, необходимой для регулирования процесса разработки и проектирования мероприятий по его совершенствованию.

В процессе контроля за разработкой залежей (объектов) изучаются:

а) динамика изменения текущей и накопленной добычи нефти, попутной воды и газа, а также закачки рабочих агентов по месторождению в целом, отдельным участкам (пропласткам) и скважинам;

б) охват запасов разработкой, характер внедрения вытесняющего агента (воды, газа и др.) по отдельным пластам (пропласткам), участкам залежи с оценкой степени охвата пластов заводнением;

в) энергетическое состояние залежи, динамика изменения пластового и забойных давлений в зонах отбора, закачки и бурения;

г) изменение коэффициентов продуктивности и приемистости скважин;

д) изменение гидропроводности пласта в районе действующих скважин;

е) состояние герметичности эксплуатационных колонн, взаимодействие продуктивного горизонта с соседними по разрезу горизонтами и наличие перетоков жидкости и газа между пластами разрабатываемого объекта и соседними объектами;

ж) изменение физико-химических свойств добываемой жидкости (нефти и воды) и газа в пластовых и поверхностных условиях в процессе разработки;

з) фактическая технологическая эффективность осуществляемых мероприятий по увеличению производительности скважин;

и) динамика зависимости текущего коэффициента нефтеизвлечения из пласта от текущей обводненности продукции.

9. Регулирование разработки нефтяных залежей нефти

Под регулированием разработки нефтяных месторождений понимают целенаправленное поддержание и изменение условий эксплуатации залежей в рамках ранее принятых технологических решений с целью достижения возможно высоких технологических (коэффициенты нефтеотдачи, темпы отбора нефти) и экономических показателей разработки. Для того чтобы поддержать добычу нефти, сильно обводнившиеся и загазовавшиеся скважины выключают из эксплуатации и взамен их, если имеется такая возможность, вводят в эксплуатацию новые ряды скважин или уплотняют сетку существующих скважин (обычно в пределах чисто нефтяной части площади). В целях увеличения отбора жидкости, а вместе с этим и добычи нефти форсируют также дебиты скважин с одновременным увеличением объёмов закачиваемой в пласт воды.

Главнейшей же задачей регулирования разработки нефтяных пластов является обеспечение условий и проведение мероприятий, способствующих максимальному извлечению нефти из недр. Регулирование процесса разработки складывается из трёх основных элементов: 1) обоснования системы размещения скважин, обеспечивающей наиболее полный охват процессом вытеснения нефти, т.е. полноценную выработку запасов 2) регулирования отборов жидкости и закачки воды по скважинам, с помощью которого достигается максимальный коэффициент вытеснения нефти; 3) контроля за правильностью разработки.

Основной задачей регулирования разработки является обеспечение равномерного продвижения контуров нефтеносности (параллельно их первоначальному положению) за счет бурения новых скважин, переноса фронта нагнетания воды, организации очагового и избирательного заводнения, изменения отборов жидкости и закачки воды в отдельные скважины или группы скважин, обработки прискважинных зон продуктивных пластов (ОЗП) и других мероприятий с целью обеспечения наиболее полной выработки запасов нефти по площади и разрезу залежи.

10. Технологические показатели разработки залежей нефти

Технология разработки - совокупность способов применяемых для извлечения нефти из недр. Существует много показателей технологически разработки, но есть общие для всех, рассмотрим их:

1. Добыча нефти из месторождения в процессе его разработки которая делится на четыре стадии.

2.Темп разработки нефтяного месторождения можно представить в виде отношения текущей добычи нефти q н (t) к геологическим запасам месторождения

3. Добыча жидкости из месторождения - это суммарная добыча нефти и воды.

4. Нефтеотдача – отношение количества извлеченной из пласта нефти к первоначальным запасам ее в пласте. Различают текущую – отношение количества извлеченной из пласта нефти в данный момент разработки пласта к первоначальным ее запасам. Конечную нефтеотдачу – отношение количества добытой нефти к первоначальным ее запасам, в конце разработки пласта.

5.Добыча газа из нефтяного месторождения в процессе его разработки .

6.Расход нагнетаемых в пласт веществ и их извлечение вместе с нефтью и газом 7.Распределение в пласте.

8.Давление на устье Ру добывающей скважины

9.Распределение скважин по способу подъема жидкости с забоя на дневную поверхность.

11. Характеристики вытеснения нефти, их сущность и практическое значение.

Характеристиками вытеснения нефти называют построенные по фактическим данным графические зависимости накопленной добычи нефти от накопленных или текущих значений добычи жидкости или воды.

По своей сущности характеристики вытеснения представляют собой кривые фазовых проницаемостей для нефти и воды, построенные по промысловым, то есть фактическим данным.

При построении характеристик вытеснения годовые и накопленные показатели по добыче нефти и воды должны выражаться в объёмных единицах в пластовых условиях, т.к. характеристики вытеснения отображают процесс фильтрации водонефтяной смеси в пласте. Характеристиками вытеснения называются статистические зависимости междуфактическими величинами.

12. Особенности разработки залежей нефти на завершающих стадиях

1 малыми, медленно снижающимися темпами отбора нефти (в среднем около 1 %);

2большими темпами отбора жидкости (водонефтяные факторы достигают 0,7 7 м 3 /м 3 );

3высокой медленно возрастающей обводненностью продукции (ежегодный рост составляет около 1 %);

4более резким, чем на третьей стадии, уменьшением действующего фонда скважин из-за обводнения (фонд скважин составляет примерно 0,4 0,7 от максимального, снижаясь иногда до 0,1);

5отбором за период стадии 10 20 % балансовых запасов нефти.

Продолжительность четвертой стадии сопоставима с длительностью всего предшествующего периода разработки залежи, составляет 15 20 лет и более, определяется пределом экономической рентабельности, т. е. минимальным дебитом, при котором еще рентабельна эксплуатация скважин. Предел рентабельности обычно наступает при обводненности продукции примерно на 98 %.

К особенностям разработки залежей нефти на завершающих стадиях относится следующее:

– сокращение чисто нефтяной площади разработки, вывод до-бывающих скважин из эксплуатации, отключение добывающих ря-дов скважин;

– в добывающей продукции большую часть занимает вода (об-водненность доходит до 60–70 % и выше), остановка добывающих скважин в связи с высоким содержанием воды в продукции добы-вающих скважин (98–99 %);

– снижаются дебиты скважин и общая добыча нефти, годовые темпы отбора нефти 1 % и менее;

Параметры, характеризующие систему разработки

Системы разработки нефтяного месторождения различают по двум наиболее характерным признакам:

1.Наличию или отсутствию методов воздействия на пласт с целью
извлечения нефти из недр.

2.Расположению скважин на месторождении.

Наиболее применимыми параметрами характеризующими системы разработки считаются:

Параметр плотности сетки скважин S_c — площадь объекта разработки, приходящаяся на одну скважину. Если площадь нефтеносности месторождения равна , а число добывающих и нагнетательных скважин на месторождении , то

Размерность — м 2 /скв. В ряде случаев используют параметр равный площади нефтеносности, приходящейся на одну добывающую скважину.

Удельный извлекаемый запас нефти или параметр А.П. Крылова N_кр — отношение извлекаемых запасов нефти по объекту к общему числу скважин.

Размерность параметра N_кр — т/скв.

Параметр — отношение числа нагнетательных скважин к числу добывающих скважин, т.е. . Этот параметр, характеризует интенсивность системы заводнения.

Параметр — отношение числа резервных скважин к числу добывающих скважин основного фонда, т.е. .

Резервные скважины бурят с целью вовлечения в разработку частей пласта, не охваченных разработкой в результате выявившихся в процессе эксплуатационного его разбуривания не известных ранее особенностей геологического строения этого пласта, а также физических свойств нефти и содержащих ее пород (литологической неоднородности, тектонических нарушений, неньютоновских свойств).

В многопластовом месторождении необходимо прежде всего выделить в разрезе объекты разработки (их еще могут называть – эксплуатационные объекты). Следующей задачей, которую необходимо решить при проектировании системы разработки, является порядок ввода объектов в разработку.

Существуют как бы две системы разработки многопластового месторождения:

· Система «сверху вниз», при которой каждый нижележащий пласт разрабатывается после разработки вышележащего.

· Система «снизу вверх», при которой нефтеносные пласты вводятся в разработку в порядке последовательности их залегания, начиная с нижнего. При этом вышележащие пласты могут вводиться в разработку до окончания выработки нижележащего.

Наиболее распространена в настоящее время система разработки «снизу вверх», как наиболее рациональная. Система «сверху вниз» применяется только при разработке неглубоко залегающих пластов, характеризующихся слабой проницаемостью.

Систему разработки «снизу вверх» начинают с нижнего, так называемого опорного горизонта. При этом опорный горизонт должен

1. залегать на глубине, доступной для массового бурения эксплуатационных скважин

2. обладать высокой продуктивностью и качеством нефти

3. иметь достаточно хорошо разведанную значительную площадь, т.е. быть вполне подготовленным к разработке.

Желательно также, чтобы опорный горизонт не имел подошвенной воды (для исключения заколонных перетоков при его обводнении).

Вышележащие пласты по значимости разделяются на пласты, являющиеся самостоятельными объектами разработки, либо возвратные объекты.

При разработке нижнего, опорного горизонта эксплуатационные скважины проходят все продуктивные пласты. При этом имеется возможность полного их изучения путем отбора керна и при помощи геофизических методов. В процессе разбуривания опорного горизонта детально изучаются тектонические особенности месторождения и осуществляется подготовка к разработке всех вышележащих пластов.

Преимуществами системы разработки «снизу вверх» являются:

· Уменьшение объема эксплуатационного бурения вследствие возврата с нижележащих горизонтов после их выработки на вышележащий путем перфорации.

· Ускорение темпов освоения нефтяных месторождений и определения их промышленной ценности.

· Облегчение геологической ориентировки в разрезе скважины, благодаря чему сокращается объем разведочного бурения. Этому способствует возможность возврата на вышележащий горизонт при получении неблагоприятных результатов в нижележащем.

· Уменьшение опасности глинизации нефтеносных пластов, приводящей к потере нефти.

Особым преимуществом этой системы является возможность одновременной эксплуатации всех самостоятельных объектов разработки, благодаря чему значительно ускоряются темпы освоения месторождений.

В случае разработки многопластовых залежей применяется так называемая «комбинированная» система разработки. Сущность ее заключается в том, что каждый объект разбуривается самостоятельной сеткой скважин. Внутри каждого объекта пласты разрабатываются по системе «снизу вверх», а порядок разбуривания объектов может быть любой.

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Параметр плотности сетки скважин Sc может изменяться в очень широких пределах для систем разработки без воздействия на пласт. Так, при разработке месторождений высоковязких нефтей ( вязкостью в несколько тысяч 103 Па с) он может составлять 1 - 2 104 м2 / скв. [3]

Параметр плотности сетки скважин Sc и параметр NKp для одно -, трех - и пятирядной систем могут принимать примерно такие же или большие значения, что и для систем с законтурным заводнением. О значении параметра сор уже было сказано. Параметр со для рядных систем более четко выражен, чем для системы с законтурным заводнением. Однако он может колебаться в некоторых пределах. Это значит, что число нагнетательных скважин примерно ( но не точно. [5]

Параметр плотности сетки скважин Sc и параметр NKp для одно -, трех - и пятирядной систем могут принимать примерно такие же или большие значения, что и для систем с законтурным заводнением. О значении параметра ( ор уже было сказано. Параметр ы для рядных систем более четко выражен, чем для системы с законтурным заводнением. Однако он может колебаться в некоторых пределах. Это значит, что число нагнетательных скважин примерно ( но не точно. [7]

Параметр плотности сетки скважин Sc , равный площади нефтеносности, приходящейся на одну скважину, независимо от того, является скважина добывающей или нагнетательной. [8]

Вычислим параметр плотности сетки скважин . [11]

Разработка месторождений с применением закачки в пласты теплоносителей ведется при параметре плотности сетки скважин , изменяющемся от sc 0 5 - 1 0 104 м2 / скв. [12]

Использование законтурного заводнения дает возможность обеспечивать доведение максимального темпа разработки месторождений до 5 - 7 % от начальных извлекаемых запасов, применять системы разработки с параметром плотности сетки скважин 20 - 60 104 м2 / скв. [13]

Средний коэффициент конечной нефтеотдачи т) к для всех вводимых в разработку месторождений принимается одинаковым, если эти месторождения будут вводиться в разработку при одном и том же номинальном параметре плотности сетки скважин. Следует учитывать, что коэффициент конечной нефтеотдачи вследствие неоднородности пластов значительно зависит от параметра плотности сетки скважин . [15]

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Определение влияния плотности сетки скважин на текущие и конечные показатели разработки нефтяных залежей продолжает оставаться одной из наиболее важных задач теории и практики разработки нефтяных месторождений. Наиболее веряое представление о влиянии параметров сетки скважин должен дать анализ промыслового материала. Однако на основании промысловых данных в большинстве случаев удается судить лишь о суммарном влиянии геолого-физических и технологических факторов. Получить представление о степени влияния на процесс заводнения каждого из них весьма сложно. Этим, по-видимому, и объясняется то обстоятельство, что в течение последних десятилетий не прекращаются дискуссии об оптимальной плотности сетки скважин в различных геолого-физических условиях. [31]

Для регулирования процесса разработки нефтяных месторождений исключительно важно установить влияние на показатели заводнения и конечную нефтеотдачу залежей технологических факторов. Изучено влияние на процесс разработки залежей параметров сетки скважин , расположения линии искусственного питания и темпа отбора жидкости. [32]

Каждый эксплуатационный объект разбуривается по определенной системе. Устанавливаются определенные расстояния между добывающими скважинами, их взаимное расположение, параметры сетки скважин . При определении порядка ввода эксплуатационных объектов в разработку решается вопрос об определенной системе расположения скважин по разрезу месторождения. В этом случае обычно вводится понятие серия скважин, оно отображает порядок разбуривания месторождения добывающими скважинами по разрезу, т.е. в пределах этажа нефтеносности или этажа разработки. [34]

Однако до последнего времени на стадии проектирования при выборе из многих возможных одного основного варианта размещения скважин для конкретной залежи влияние параметров сетки скважин на заводнение и нефтеотдачу пластов или не учитывается совсем или учитывается упрощенно, недостаточно полно. Это объясняется отсутствием эффективного и вместе с тем простого метода оценки влияния параметров сетки скважин на изменение показателей заводнения. [35]

Для некоторых простейших частных случаев размещения скважин получена характеристика заводнения пласта с помощью ЭЦВМ. Следовательно, точность метода практически вполне достаточна, но в силу принятых допущений рассмотренный метод оценки влияния параметров сетки скважин на показатели заводнения относится к числу приближенных. Основное допущение - оди-7 наковые забойные давления в эксплуатационных скважинах - уменьшает целесообразность применения его для прогноза показателей заводнения залежей с учетом параметров сетки скважин, так как это условие на практике никогда не соблюдается. [37]

Характерной особенностью указанного способа является ретроградная конденсация в пласте высококипящих углеводородов, ведущая к снижению коэффициента извлечения конденсата. Разработка на истощение в наименьшей степени подвержена влиянию таких факторов, как неоднородное строение коллектора, различие динамических характеристик фильтрующихся газа и жидкостей, форма и параметры сетки скважин . [38]

Однако при выводе формул для коэффициента охвата и содержания нефти в добываемой продукции в условиях однородного пласта было принято, что расход жидкости в каждом микропотоке и скорость перемещения фронта нефть - вода обратно пропорциональны приведенной длине. В данной работе эта неточность устранена. Ниже рассматривается влияние параметров сетки скважин на показатели заводнения пластов в различных физико-геологических условиях. [40]

Зоны дренирования скважин зависят от расположения их в рядах относительно границ пласта и залежи, характера неоднородности, режима работы скважин и других факторов. Форма зон дренирования разных скважин очень сложная и различная, линия тока жидкости к скважинам отличается по длине и направлению. Следовательно, методы определения влияния параметров сетки скважин на процесс заводнения и нефтеотдачу пластов должны просто учитывать все указанные особенности вытеснения нефти водой, вызванные сеткой скважин. В работах [55, 60, 59] описаны методы, которые в достаточной для практики мере позволяют выяснить влияние на показатели заводнения различных элементов сетки скважин. [41]

Неоднородность пласта впервые выражается распределением трубок тока по проницаемости. Была показана возможность замены потока жидкости в систему скважин некоторым линейным потоком в галерею с фиктивным соотношением вязкостен нефти и воды. Экспериментально установлена зависимость фиктивной вязкости нефти от параметров сетки скважин . В монографии [31] приведена методика определения потерь нефти в стягивающем ряду скважин. [42]

Основная сложность проведения подобных исследований связана с практической трудностью подбора для сравнения объектов, разбуренных по разным сеткам и в то же время имеющих сходную геолого-физическую характеристику. Большое разнообразие геолого-физических параметров сопоставляемых залежей может привести к подавлению возможной зависимости нефтеотдачи от плотности сетки скважин действие других, более сильных факторов. В этой связи более надежные данные о влиянии параметров сетки скважин на нефтеотдачу могут быть получены при сравнении показателей разработки двух или нескольких участков одного месторождения, разбуренных по разным сеткам. [43]

С увеличением расстояний между скважинами в рядах повышается в начальной стадии темп роста обводненности продукции, добываемой из залежи, и снижается конечный коэффициент охвата залежи заводнением. Но увеличение безводной добычи нефти из второго ряда скважин, за счет удаления его от контура нефтеносности, обусловливает временное превышение текущего коэффициента охвата залежи заводнением ( для конкретной обводненности) даже при разрежении сетки скважин. При более высоких неоднородности пласта и различии свойств нефти и воды влияние параметров сетки скважин на коэффициент охвата увеличивается. [44]

Для некоторых простейших частных случаев размещения скважин получена характеристика заводнения пласта с помощью ЭЦВМ. Следовательно, точность метода практически вполне достаточна, но в силу принятых допущений рассмотренный метод оценки влияния параметров сетки скважин на показатели заводнения относится к числу приближенных. Основное допущение - оди-7 наковые забойные давления в эксплуатационных скважинах - уменьшает целесообразность применения его для прогноза показателей заводнения залежей с учетом параметров сетки скважин , так как это условие на практике никогда не соблюдается. [45]

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Плотность сетки скважин на месторождениях США, из которых извлечено более 50 % начальных извлекаемых запасов, в среднем составляет около 6 га / скв, на месторождениях, из которых Извлечено менее 50 % начальных извлекаемых запасов, - порядка 16 - 18 га / скв. [2]

Плотность сетки скважин - важный, но не единственный элемент системы разработки. Известно, что при разрежении сеток скважин по сравнению с ранее применяемыми в 5 - 10 раз на месторождениях Урало-Поволжья достигнуто резкое повышение нефтеотдачи при применении различных видов заводнения. В работах [73, 76] приведены лишь некоторые сведения о положительном влиянии на показатели разработки дополнительного разрезания залежей, смене фильтрационных потоков и других мероприятий по совершенствованию систем заводнения. [3]

Плотность сетки скважин на максимальный темп разработки влияет двояко. С одной стороны, наличие большого числа скважин способствует росту добычи из залежей, с другой - при плотной сетке резко удлиняется период освоения залежей, что приводит к снижению максимального темпа разработки. [4]

Плотность сетки скважин ьычислена по радиусу зоны дренирования, определенному в зависимости от величины средней проницаемости. [6]

Плотность сетки скважин определена как частное от деления проекции площади нефтеносности на количество скважин. [7]

Плотность сетки скважин , предусмотренная Генсхемой, не обеспечивала достижения утвержденной нефтеотдачи, не соответствовала реальному геологическому строению пластов и поэтому уже в процессе разработки ее пришлось менять, уплотнив против проекта в 1 8 раза. [8]

Плотность сетки скважин в пределах внешнего контура нефтеносности по залежи ДП Константиновской площади составляет 20 га / скв. ВНЗ залежи ДП Константиновской площади разбурена с плотностью сетки скважин 36 га / скв. Залежь с 1954 г. разрабатывается с применением законтурного заводнения. [10]

Плотность сетки скважин была доведена до 12 1 га / скв. В результате такой плотной сетки достигнута высокая нефтеотдача. [11]

Плотность сетки скважин , предусмотренная Генсхемой, не обеспечивала достижения утвержденной нефтеотдачи, не соответствовала реальному геологическому строению пластов и поэтому уже в процессе разработки была изменена за счет уплотнения против проекта в 1 8 раза. [12]

Плотность сетки скважин по своему физическому смыслу представляет собою среднюю площадь дренажа эксплуатационной скважины, и перемещение контура нефтеносности не оказывает влияние на эффективность дренажа залежи по площади. Как показало исследование особенностей выработки нефтяных пластов при водонапорном режиме [61], процесс нефтеотдачи из каждого участка залежи продолжается независимо от того, прошел через него контур нефтеносности или нет. Поэтому учет перемещения контура нефтеносности не нужен, и при определении плотности сетки скважин всегда следует использовать площадь нефтяной залежи в ее начальных границах. [13]

Плотность сетки скважин определяется параметрами сетки скважин. [14]

Читайте также: