Выбор темпов бурения скважин

Темпы разбуривания месторождения:

1. Ускоренное бурение (2 – 6 лет):

- небольшое по площади месторождение

- небольшое количество скважин

- не глубоко залегающее месторождение

- «простая» геология вышележащих пластов

- развитая инфраструктура района

- развитая материально-техническая база УБР

2. Среднее по темпам разбуривание

3. Замедленное разбуривание:

- большое по площади месторождение

- большое количество скважин

- глубоко залегающие продуктивные пласты

- «сложная» геология вышележащих пластов

- не развитая инфраструктура района бурения

- не развитая материально-техническая база УБР

Выбор последовательности бурения скважин Порядок бурения и вода в разработку скважин:

1. Сплошное ускоренное бурение

2. Замедленное бурение:

2.1. С уплотнением сетки скважин

2.2. Ползущее бурение:

- вверх по восстанию пласта

- вниз по падению пласта

- по простиранию пласта

Сплошное ускоренное бурение - применяют при бурении небольших месторождений с «простым» геологическим строением в «старых» нефтеносных районах с развитой базой УБР.

Замедленное бурение – применяют при бурении глубоких скважин в осложненных условиях залегания со слабо развитой материально-технической базой УБР.

Бурение с уплотнением сетки скважин – применяют на месторождениях со сложным геологическим строением и недостаточностью фактических данных показателей для составления проекта разработки:

- «не выгодно» УБР;

- «выгодно» для проектных организаций.

Ползущее бурение «вверх по восстанию пласта» - применяют на месторождениях, которые имеют «простую» круговую форму нефтеносности:

- максимальный конечный коэффициент нефтеотдачи.

Ползущее бурение «вниз по падению пласта» - применяют на месторождениях, которые имеют «сложную» форму с плохо изученными геологическими свойствами пласта:

- минимальные затраты на «сухое» бурение скважин;

- низкий коэффициент нефтеотдачи.

Ползущее бурение «по простиранию пласта» – применяют на месторождениях вытянутой формы:

- выгодна для УБР;

- задерживается сбор информации о всем месторождении;

- невысокие темпы добычи нефти

Выбор геометрии расположения скважин на площади

Геометрия скважин

Равномерная Рядная

Треугольная Квадратная Незамкнутые Замкнутые

Выбор плотности сетки скважин

Плотность сетки скважин (S_с) – это площадь нефтеносности, приходящаяся на одну добывающую скважину:

S_c = Fн/n_д (м²/скв)

1 га = 100м×100м = 10000 м²

Для нефтяных месторождений S_c = 1 – 81 га/скв

Для газовых месторождений S_c = 1 – 100 га/скв

Плотность сетки скважин:

1. Плотная сетка скважин: S_c = 1. . . .12 га/скв

- низкая проницаемость горных пород;

- неоднородный пласт;

- высокая вязкость пластовой нефти.

2. Средняя по плотности сетка скважин: S_c = 16 . . . .30 га/скв

- средняя проницаемость горных пород;

- относительно однородный пласт;

- средняя по вязкости пластовая нефть.

3. Редкая сетка скважин: S_c = 32 . . . . 81 га/скв

- высокая проницаемость горных пород;

- однородный пласт;

- маловязкая пластовая нефть.

Выбор оптимальной плотности сетки скважин одна из сложных проблем при проектировании РНМ. Поэтому, как правило, задаются несколькими значениями плотности сетки скважин, проводят гидродинамические расчеты по всем вариантам и только потом выбирают один оптимальный вариант.