20. Сетка скважин. Основной и резервный фонды скважин.
С
етка
скважин – взаимное расположение
различных групп скважин на структуре;
одним из важнейших условий при
проектировании сетки скважин является
обеспечение запроектированных темпов
добычи и конечного КИН. Теоретически,
разбуривание идет в 2 этапа: 1) На первом
этапе бурится основной фонд скважин
(I,
II
стадии разработки месторождения) 2) На
втором этапе бурится резервный фонд
скважин (II,
III,
IV
стадии разработки месторождения).
Основной фонд скважин на объекте бурится после завершения поисковых и разведочных работ. На этапе передачи залежи из разведки в разработку строение объекта изучено в целом по площади, детальность изучения не велика, т.к. число скважин мало: одна поисково-разведочная и 2-6 разведочных. Поэтому недостаточная степень изученности объекта не позволяет нам сразу запроектировать самую рациональную сетку скважин. Поэтому разбуривание основного фонда скважин идет по строгой геометрической сетке (квадратной или треугольной). Форма сетки зависит от запроектированного заводнения, плотность сетки – от полученных геолого-промысловых параметров коллектора и свойств нефти (гл. образом вязкости).
Резервный фонд скважин бурится на втором этапе после интерпретации большого объема геологической и промысловой информации, полученной после ввода в эксплуатацию и исследования основного фонда скважин. Местоположение скважин резервного фонда и их количество зависит от установленной сложности залежи (наличие зон выклинивания, замещения, локальных увеличений мощности). Скважины обычно закладываются на участках залежи, оказавшихся не вовлеченными в процесс разработки основным фондом скважин (или вовлеченными недостаточно).
В результате бурения основного и резервного фонда скважин на эксплуатационном объекте (ЭО) создается неравномерная, но более рациональная сетка скважин, отвечающая геологическим особенностям данного объекта. Число скважин резервного фонда может составлять от 20 до 50%.
Система размещения скважин по равномерной сетке.
Равномерная
система размещения скважин –
характеризуется одинаковыми расстояниями
между рядами и скважинами. L=l.
Рекомендуется для залежей с высокой
неоднородностью, с повышенной вязкостью,
с низкой проницаемостью коллектора, а
так же для залежей с низкой степенью
изученности.
Свойства равномерной сетки:
1. Форма сетки – треугольная, квадратная.
2. Темп ввода в эксплуатацию – сетка может быть сплошная или замедленная – это зависит от количества буровых бригад и станков.
3
.
По взаимному расположению скважин –
сгущающаяся и ползущая. Система
размещения скважин по равномерно-переменной
сетке.
Р
авномерно-переменная
(рядная) система размещения скважин
характеризуется тем, что расстояния
между рядами больше, чем расстояния
между скважинами в рядах. L1>l2,
12э.
Одним из достоинств может являться
продление безводного периода эксплуатации
добывающих скважин в результате большего
удаления нагнетательных скважин от
добывающих. Применяется для залежей
пластово-сводового типа с менее
неоднородными коллекторами и с малой
вязкостью нефти.
Свойства сетки:
1. По форме рядов сетка может быть замкнутой (кольцевые ряды) или незамкнутой (линейные ряды)
2
.
По темпу ввода в эксплуатацию – сплошная
и замедленная (определяется кол-вом бур
станков).
3
.
По взаимному расположению скважин –
сгущающаяся или ползущая. •- скважины
первой очереди,
- скважины второй очереди.
Плотность сетки скважин (равномерной или равномерно-переменной) – отношение площади зоны отбора к количеству скважин, пробуренных в ее пределах.
По плотности сетки могут быть:
А) Плотные <16 га/скв; <400м • 400м. Применяется для залежей с неоднородным коллектором, обладающим низкой проницаемостью при μн > 25 мПа∙с.
Б) Средние 16-28 га/скв; 500м•500м – 600м•600м. Применяется для коллекторов с повышенной вязкостью (10-25 мПа∙с), неоднородным коллектором, средней проницаемостью.
В) Редкие 28-42 га/скв; 600м•600м – 700м•700м. Применяется при относительно однородном коллекторе, незначительной вязкости нефти (до 5 мПа∙с), проницаемости коллектора 0,3-0,4 мкм2.
Г) Весьма редкая 42-100 га/скв; 700м•700м – 900м•1000м. Применяется на залежах с массивным карбонатным коллектором, на газовых залежах, так же для коллекторов с проницаемостью больше 0,4 мкм2.