Глава 16. Сетка скважин нефтяного эксплуатационного объекта

 

 

Под сеткой скважин понимают сеть, по которой размещаются добывающие и нагнетательные скважины на эксплуатационном объекте.

В процессе проектирования разработки должна быть создана рациональная система размещения добывающих скважин, которая бы максимально отвечала геолого-промысловым особенностям изучаемого эксплуатационного объекта. По данным редкой сети разведочных скважин более или менее уверенно можно оценить лишь средние значения параметров эксплуатационного объекта. Особенности его геологической неоднородности, характер изменчивости фильтрационных и емкостных свойств остаются плохо изученными. Поэтому принято осуществлять двухэтапное разбуривание эксплуатационных объектов. На первом этапе бурят проектные скважины основного фонда, т.е. скважины, расположенные по площади объекта по строго геометрической сетке, форму которой определяют с учетом принимаемой разновидности метода воздействия на пласт, а плотность (густоту) – с учетом средних параметров объекта, полученных по данным разведки. На втором этапе последовательно бурят скважины резервного фонда, предусмотренные проектным документом и составляющие 20-50%, а иногда и более от скважин основного фонда. Места заложения резервных скважин устанавливают после бурения скважин основного фонда на основе большего объема геолого-промысловой информации, полученной при их бурении и эксплуатации.

Резервные скважины размещают на участках объекта, по геологическим или другим причинам не вовлеченных или недостаточно вовлеченных в разработку основным фондом скважин.

В результате бурения скважин в начале основного, а затем и резервного фонда на эксплуатационном объекте в конечном счете обычно создается неравномерная, с различными расстояниями между соседними скважинами, сетка, отвечающая характеру геологической неоднородности продуктивных пластов эксплуатационного объекта. Такие сетки наиболее эффективны и экономичны при разработке месторождений.

По характеру размещения скважин основного фонда различают сетки равномерные и равномерно-переменные (рядами). Равномерными называют сетки с одинаковым расстоянием между всеми скважинами (рис. 26). Их рекомендуют для залежей, скважины которых имеют ограниченный радиус действия из-за низкой проницаемости или высокой неоднородности продуктивных пластов, при повышенной вязкости нефти, для обширных нефтяных или подгазовых зон. Равномерное размещение скважин производят при площадном и избирательном заводнении, при разрезании залежей на узкие блоки. Равномерные сетки целесообразны также при использовании новых методов воздействия на пласт.

 

Рис. 26. Равномерная сетка скважин

Заводнение: а – площадное, б – с разрезанием залежи на блоки.

Скважины: 1 – нагнетательные, 2 – добывающие; l_скв – расстояние

между скважинами

 

Равномерные сетки делятся на квадратные и треугольные (рис. 27). Квадратные сетки на нефтяных месторождениях используются сравнительно редко. Основное условие их применения – резкая изменчивость коллекторских и фильтрационных свойств пласта, значительная его неоднородность. Применение квадратной сетки на таких месторождениях позволяет пробуренными добывающими скважинами проводить дальнейшее изучение залежи, ее неоднородности и на этой основе уплотнять сетку скважин, т.е. в конечном итоге переходить на треугольную.

 

Рис. 27. Формы равномерных сеток скважин

Сетки скважин: а – квадратная, б – треугольная; l – расстояние между скважинами

 

В настоящее время квадратные сетки широко применяют при разработке газовых залежей, что позволяет более равномерно дренировать залежь, обеспечить устойчивые дебиты газа и достичь максимальной газоотдачи.

Треугольные сетки при разработке нефтяных месторождений используют более широко. В этом случае площадь между скважинами дренируется более интенсивно, чем при квадратной сетке. Треугольная сетка может быть получена путем бурения дополнительных (резервных) скважин в центрах квадратов при разбуривании залежи на первом этапе по квадратной сетке.

Равномерно-переменными (рядными) называют сетки, в которых расстояние между рядами скважин больше, чем расстояние между скважинами в рядах (рис. 28). Расстояние между рядом нагнетательных и ближним рядом добывающих скважин может равняться расстоянию между рядами добывающих скважин или быть несколько больше его. Увеличение расстояний между рядами способствует продлению безводного периода эксплуатации скважин.

 

Рис. 28. Равномерно-переменная сетка скважин

Расстояния между скважинами: l_СКВ.Д – добывающими, l_СКВ.Н – нагнетательными; l_Р.Н.Д. – расстояние между рядом нагнетательных скважин и первым рядом добывающих скважин; l_Р.Д. – расстояние между рядами добывающих скважин

 

В общем случае равномерно-переменные сетки при размещении добывающих и нагнетательных скважин параллельными рядами целесообразно применять на объектах с благоприятной геолого-промысловой характеристикой, обладающих сравнительно высокой продуктивностью. Расположение скважин рядами обычно называют линейным.

Отмеченные системы размещения добывающих скважин, кроме того, группируют по взаимному расположению рядов, по степени их уплотнения, по темпу ввода рядов в эксплуатацию, по порядку ввода скважин в эксплуатацию, по методу воздействия на пласт.

К важнейшим показателям сетки основного фонда относится ее плотность, которая характеризуется расстояниями (м) между скважинами и между рядами, а также удельной площадью S_ОСН. на одну скважину (га/скв). Часто пользуются таким показателем, как плотность сетки скважин в зоне разбуривания. Она определяется как отношение площади зоны отбора нефти к числу пробуренных в ее пределах добывающих скважин.

На основании опыта разработки нефтяных залежей установлено, что для обеспечения при вытеснении нефти водой достаточно высокого нефтеизвлечения на объектах с менее благоприятной геолого-промысловой характеристикой необходимо применять более плотные сетки основного фонда скважин, а впоследствии добуривать большее число резервных скважин.

Ориентировочно можно дать следующие рекомендации по выбору плотности основной сетки для разных геологических условий.

Сетки добывающих скважин плотностью 100-42 га/скв. (от 900×1000 м до 600×700 м) целесообразно применять на залежах с особо благоприятной геологофизической характеристикой: с низким соотношением вязкостей пластовой нефти и вытесняющей воды (1-5), с проницаемостью коллекторов более 0,4 мкм2, при сравнительно однородном строении эксплуатационного объекта. Сетки добывающих скважин плотностью 28-16 га/скв. (от 500×500 м до 400×400 м) следует применять на залежах нефти в геологически неоднородных пластах при соотношении вязкости нефти и воды (4-20) при средней проницаемости и повышенной неоднородности. Сетки плотностью менее 16 га/скв. (меньше 400×400 м) применяют на залежах с высокой степенью неоднородности продуктивных пластов или с их низкой проницаемостью, а также на залежах с высокой относительной вязкостью нефти и воды (более 25). Сетки плотностью менее 16 га/скв. рекомендуются при использовании новых методов повышения нефтеизвлечения.

Ниже приводятся основные показатели, характеризующие плотность фактической сетки скважин.

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

 

S_{общ(д+н)} = S_общ / (N_д + N_н)

 

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

 

S_общ.д. = S_общ / N_д

 

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

 

S_{г.р.(д+н)} = S_г.р. / (N_д + N_н)

 

4. Средняя плотность сетки добывающих скважин в зоне отбора:

 

S_з.о.д. = S_з.о. / N_д

 

где S_общ – площадь эксплуатационного объекта (залежи) в начальных его границах;

S_г.р. – площадь в границах разбуривания объекта;

S_з.о. – площадь зоны отбора;

N_д – количество пробуренных добывающих скважин (основной фонд + резервные);

N_н – количество пробуренных нагнетательных скважин (основной фонд + резервные).

Наряду с удельной площадью на одну скважину, сетку скважин характеризуют удельными извлекаемыми запасами на одну скважину:

 

Q_д+н = Q_изв / (N_д + N_н), Q_д = Q_изв / N_д

 

где Q_д+н и Q_д – удельные запасы на одну скважину соответственно при учете всех добывающих и нагнетательных скважин и при учете лишь добывающих скважин;

Q_изв – начальные извлекаемые запасы нефти эксплуатационного объекта.

Действующие в настоящее время на территории СНГ системы разработки с заводнением характеризуются широким диапазоном значений Q_д+н – в основном в пределах 30–300 тыс. т на скважину. Этот показатель обычно тем больше, чем лучше фильтрационная характеристика объекта, позволяющая применять сетку скважин меньшей плотности.