Что характеризует параметр плотности сетки скважин

Параметры, характеризующие систему разработки

1. Параметр плотности сетки скважин S_c, равный площади нефтеносности, приходящейся на одну скважину, независимо от того, является скважина добывающей или нагнетательной.

2. Параметр А.B. Крылова N_кр, равный отношению извлекаемых запасов нефти N к общему числу скважин на месторождении N_кр = N/n. Размерность параметра [N_кр] =т/скв.

3. Параметр , равный отношению числа нагнетательных скважин n_н к числу добывающих скважин n_д = n_н/n_д. Параметр — безразмерный. Параметр для трехрядной системы равен примерно 1/3, а для пятирядной

4. Параметр _р, равный отношению числа резервных скважин, бурящихся дополнительно к основному фонду скважин на месторождении к общему числу скважин. 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 нефти и т. д.).

Источник

Параметры, характеризующие систему разработки

Данное на предыдущем разделе определение системы разработки нефтяного месторождения — общее, охватывающее весь комплекс инженерных решений, обеспечивающих ее построение для эффективного извлечения полезных ископаемых из недр. Для характеристики различных систем разработки месторождений в соответствии с этим определением необходимо использовать большое число параметров. Однако на практике системы разработки нефтяных месторождений различают по двум наиболее характерным признакам:

1) наличию или отсутствию воздействия на пласт с целью извлечения нефти из недр;

2) расположению скважин на месторождении.

По этим признакам классифицируют системы разработки нефтяных месторождений.

Ф о н д с к в а ж и н — общее число нагнетательных и добывающих скважин, предназначенных для осуществления процесса разработки месторождения. Подразделяется он на основной и резервный. Под основным фондом понимают число скважин, необходимое для реализации запроектированной системы разработки. Резервный фонд планируют с целью вовлечения в разработку выявленных во время исследований отдельных линз коллектора и для повышения эффективности системы воздействия на пласт. Число скважин этого фонда зависит от неоднородности строения пласта, его прерывистости, особенностей применяемой технологии извлечения нефти из недр.

Можно указать четыре основных параметра, которыми характеризуют ту или иную систему разработки.

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

(2.1)

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 — отношение извлекаемых запасов нефти по объекту к общему числу скважин.

. (2.2)

Размерность параметра [ ] = 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).

Кроме указанных параметров используют ряд других показателей, таких, как расстояние от контура нефтеносности до первого ряда добывающих скважин, расстояние между рядами, ширина блока и др.

Применяют следующую классификацию систем разработки нефтяных месторождений по двум указанным выше признакам.

Источник

Лекции РН и ГМ г. Лекции по разработке нефтяных месторождений

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

(2.1)

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 — отношение извлекаемых запасов нефти по объекту к общему числу скважин.

. (2.2)

Размерность параметра [] = т/скв.

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

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

Применяют следующую классификацию систем разработки нефтяных месторождений по двум указанным выше признакам.

2.2. Системы разработки при отсутствии воздействия на пласты

Системы разработки нефтяных месторождений без воздействия на пласты в России в настоящее время применяют редко, в основном в случае длительно эксплуатируемых сильно истощенных месторождений, разработка которых началась задолго до широкого развития методов заводнения (до 50-х г.г.); при разработке сравнительно небольших по размерам месторождений с активной законтурной водой, месторождений, содержащих сверхвязкие неглубоко залегающие нефти, или месторождений, сложенных низкопроницаемыми глинистыми коллекторами.

При разбуривании месторождений применяют равномерное, геометрически правильное расположение скважин по четырехточечной (рис. 4) или трехточечной (рис. 5) сетке.

Рис.4. Расположение скважин по Рис.5. Расположение

1- условный контур нефтеносности; 2- добывающие скважины

Параметр плотности сетки скважин , может изменяться в очень широких пределах для систем разработки без воздействия на пласт.

Так, при разработке месторождений сверхвязких нефтей (вязкостью в несколько тысяч 10 –3 Па·с) он может составлять 1 — 2 ·10 4 м 2 /скв. Нефтяные месторождения с низкопроницаемыми коллекторами (сотые доли мкм 2 ) разрабатывают при =10 — 20 ·10 4 м 2 /скв. Для разработки обычных коллекторов = 25 — 64·10 4 м 2 /скв.

При разработке месторождений с высокопродуктивными трещиноватыми коллекторами может быть равен 70 — 100 10 4 м 2 /скв и более.

Для равномерной сетки скважин средние расстояния между скважинами вычисляют по следующей формуле: где — в м; — коэффициент пропорциональности; — в м 2 /скв.

Формулу можно использовать для вычисления средних условных расстояний между скважинами при любых схемах их расположения.

Системы разработки с воздействием на пласты.

В настоящее время основным методом воздействия на пласт является заводнение. Оно подразделяется на законтурное, приконтурное и внутриконтурное. На многих месторождениях применяют различное сочетание этих разновидностей.

Системы с законтурным заводнением.

Применяют при недостаточном продвижении контурных вод в процессе разработки, сопровождающихся снижением Рпл и дебитов нефти. Сущность метода заключается в быстром восполнении природных ресурсов, расходуемых на продвижение нефти к забоям эксплуатационных скважин

При этом заводнении нагнетательные скважины располагают за внешним контуром нефтеносности. Линию нагнетания намечают в зависимости от неоднородности пласта, расстояния между внешним и внутренним контуром нефтеносности и т.д. Добывающие скважины бурят параллельно контуру нефтеносности в 3 или 5 рядов. Опыт разработки показал, что при большем количестве рядов центральная часть месторождения слабо подвергается воздействию. Применяется для сравнительно небольших по ширине месторождений (до 5 км), однородных, с хорошими коллекторскими свойствами пласта и низкой вязкостью нефти, а также с хорошей связью с законтурной зоной. Помимо параметра для характеристики систем с законтурным заводнением можно использовать такие параметры, как расстояние между контуром нефтеносности и первым рядом добывающих скважин, первым и вторым рядом добывающих скважин и т.д..

Параметр колеблется от 1 до 1/5 и менее.

Расположение скважин при законтурном заводнении:

Если в начальной стадии внедрения законтурного заводнения оно считалось эффективным, то в настоящее время применяется редко в связи с изменением структуры запасов с геологических позиций (пласты неоднородные, низкопроницаемые, нефти вязкие и т. д).

Опыт разработки показал, что законтурное заводнение может:

— поддерживать пластовое давление в залежи

— достигать хороших темпов отбора 5-7% в пластах однородных, проницаемых, с не вязкой нефтью (до 5мПа*сек).

С другой стороны имеет следующие отрицательные стороны:

— значительная часть воды уходит за контур нефтеносности (до 70%)

— применение на больших по ширине месторождений приводит к поэтапному разбуриванию, отключению обводненных рядов скважин и в конечном счете к неполному отбору запасов и больших потерь нефти.

— сложность обустройства ППД из-за строительства водоводов большой протяженности по периметру.

— не позволяет воздействовать на отдельные участки пласта с целью ускорения извлечения нефти.

— не оказывает воздействие на центральные ряды более 5.

Если проницаемость в законтурной зоне пласта низкая (за счет окислившихся фракций или отложений частиц после взаимодействия в пласте воды, газа, нефти), то снижается приемистость скважин. В таком случае применяют приконтурное заводнение. Нагнетательные скважины располагают внутри контура водоносности в непосредственной близости от ряда эксплуатационных скважин. В качестве нагнетательных скважин также применяют обводненные эксплуатационные скважины первого ряда. Применяется при тех же условиях, что и законтурное заводнение.

Метод приконтурного заводнения не может обеспечить достижение максимального проектного уровня добычи нефти, не позволяет в течении длительного времени сохранять достаточно высокий стабильный уровень добычи.
Системы с внутриконтурным воздействием

Получили в России наибольшее развитие при разработке нефтяных месторождений, особенно средних и крупных. Применяются следующие виды:

— разрезание залежи на отдельные блоки (полосы)

Рядные системы разработки

Разновидность их — блоковые системы. При этих системах нефтяную залежь разрезают рядами нагнетательных скважин на полосы или блоки обычно в направлении, поперечном их простиранию, в пределах которых размещают ряды добывающих скважин параллельно разрезающим рядам.

При «круговой» форме залежей, особенно с обширными площадями нефтеносности, направление рядов скважин выбирают с учетом зональной неоднородности продуктивных пластов — поперек зон с повышенной мощностью ( как правило, с повышенной пористостью и проницаемостью коллекторов) В результате достигается пересечение всех зон, содержащих основную часть запасов нефти, линиями разрезания и, следовательно, обеспечение большего влияния в них закачки воды. Применяют однорядную, трехрядную и пятирядную схемы расположения скважин. Более пяти рядов добывающих скважин не применяют, так как в этом случае центральная часть нефтеносной площади, воздействием на пласт заводнением ощущаться не будет, в результате чего произойдет падение пластового давления и уменьшение дебитов нефти.

С целью уменьшения потерь нефти в центральных частях блоков располагают нечетное количество рядов добывающих скважин, при этом внутренний ряд играет роль стягивающего.

Как правило, все скважины разрезающего ряда после бурения непродолжительное время эксплуатируются на нефть при возможно более высоких дебитах. Это дает возможность очистить призабойную зону пласта и снизить пластовое давление в ряду. Затем скважины через одну осваивают под нагнетание, продолжая интенсивную добычу нефти из промежуточных скважин ряда. Это способствует перемещению нагнетаемой в пласт воды вдоль разрезающего ряда. После обводнения промежуточных скважин, они также переводятся под закачку воды. При такой технологии вдоль разрезающего ряда в пласте создается полоса воды.

В многорядных системах разработки могут применяться как шахматное, так и линейное расположение скважин.

Рядные системы разработки характеризуют (помимо указанных основных). расстояниями между нагнетательными скважинами 2 и расстояния между добывающими скважинами , а также следует учитывать ширину блока или полосы.

Блоковая система подразделяется на 1,3,5 рядные системы разработки.

0 д н о р я д н а я с и с т е м а разработки.

При этой системе расположение скважин представлено чередованием нагнетательных и добывающих рядов.

Рис.. Расположение скважин при однорядной системе разработки:

1-условный контур нефтеносности; 2-нагнетательные скважины; 3-добывающие скважины.

. Параметр при однорядной системе приблизительно равен , т.е эта система очень интенсивная. Ширина полосы при использовании заводнения может составлять 1 — 1,5 км.

Эту систему используют при разработке низкопроницаемых, сильно неоднородных пластов с целью обеспечения большего охвата пластов воздействием.

Трехрядная и пятирядная системы.

При трех рядной системе чередуются 1 ряд нагнетательных скважин с тремя рядами добывающих.

Ширина полосы зависит от числа рядов добывающих скважин и расстояния между ними. Для 3х рядной системе изменяется от 1.5 – 3км. Параметр для трехрядной системы равен примерно 1:3.

Расположение скважин при трехрядной системе разработки: 1-условный контур нефтеносности;

2-добывающие скважины; 3-нагнетат. скважины

При пятирядной системе располагают скважины чередованием одного ряда нагнетательного и пяти добывающих.

Рис. Расположение скважин при пятирядной системе разработки

Параметр для пятирядной

1:5. Ширина блока 3-4.5 км.

Однорядная и трехрядная система более интенсивная, нежели пятирядная, и обеспечивает определенную возможность повышения охвата пласта воздействием через нагнетательные скважины путем раздельной закачки воды в отдельные пропластки. В то же время при пятирядной системе имеются большие возможности для регулирования процесса разработки пласта путем перераспределения отборов жидкости из отдельных добывающих скважин.

По сравнению с системой законтурного и приконтурного заводнения блоковая система имеет ряд преимуществ:

— темп разработки увеличивается в 2-3 раза

— улучшаются текущие показатели разработки

— снижается расход воды, за счет уменьшения утечек воды в законтурную зону

— позволяет ускорить ввод месторождения в разработку, за счет осваивания блоков в любой последовательности

Кроме того, с возможностью:

— применения на значительных по размерам залежах, с плохой связью с законтурной областью

— повышения охвата пласта воздействием через нагнетательные скважины, путем закачки воды в каждый пласт, пропласток при расчлененных залежах

— применения очаговых скважин для влияния на внутренние участки пласта

— сократить площадь, подлежащую обустройству ППД

Основным недостатком является отсутствие применения на сильно прерывистых, линзовидных пластах с низкими коллекторскими свойствами с возможностью попасть разбуриванием нагнетательного ряда в неэффективную зону пласта (отсутствие коллектора).

Кроме блоковых систем заводнения широко используются системы с площадным расположением скважин. Главной задачей является получение равномерного охвата залежи заводнением по мощности и площади, поэтому скважины располагают в соответствии с какой либо определенной геометрической схемой. Площадное заводнение применяют в залежах, характеризующихся большой неоднородностью по площади, низкой проницаемостью и повышенной вязкостью нефти с коэффициентом подвижности Пятиточечная система .

Элемент системы представляет собой квадрат, в углах которого находятся добывающие скважины, а в центре – нагнетательная, интенсивность = 1.

Элемент системы представляет собой правильный шестиугольник с добывающими скважинами в углах и нагнетательной в центре, интенсивность = 0,5 (на 1 нагнетательную приходится 2 добывающие).
Девятиточечная система.

В поздней стадии разработки пласт оказывается занятым вытесняющей нефть водой. Однако вода, продвигаясь от нагнетательных скважин к добывающим, оставляет в пласте некоторые зоны с высокой нефтенасыщенностью, так называемые целики нефти. Для извлечения из них нефти можно пробурить скважины из числа резервных, в результате чего получить девятиточечную систему.

Элемент системы представляет квадрат с тремя добывающими скважинами по каждой стороне квадрата и нагнетательной скважиной в центре, w = 0,33 (соотношение нагнетательных к добывающим составляет 1:3).

Источник