Что такое плотность сетки скважин
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; lскв – расстояние
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: lСКВ.Д – добывающими, lСКВ.Н – нагнетательными; lР.Н.Д. – расстояние между рядом нагнетательных скважин и первым рядом добывающих скважин; lР.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 SОСН. 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:
2. Средняя плотность сетки добывающих скважин на объекте в целом:
3. Средняя плотность сетки всего фонда скважин в границах разбуривания объекта:
4. Средняя плотность сетки добывающих скважин в зоне отбора:
где Sобщ– площадь эксплуатационного объекта (залежи) в начальных его границах;
Sг.р.– площадь в границах разбуривания объекта;
Sз.о.– площадь зоны отбора;
Nд– количество пробуренных добывающих скважин (основной фонд + резервные);
Nн– количество пробуренных нагнетательных скважин (основной фонд + резервные).
Наряду с удельной площадью на одну скважину, сетку скважин характеризуют удельными извлекаемыми запасами на одну скважину:
где Qд+ни Qд– удельные запасы на одну скважину соответственно при учете всех добывающих и нагнетательных скважин и при учете лишь добывающих скважин;
Qизв– начальные извлекаемые запасы нефти эксплуатационного объекта.
Действующие в настоящее время на территории СНГ системы разработки с заводнением характеризуются широким диапазоном значений Qд+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.
Характеристика сеток скважин
при расположении скважин по рядной сетке различают ряды:
— незамкнутые (прямые), секущие залежь до контура
2. По геометрической форме:
равномерные сетки могут быть квадратные и треугольные
скважины в равномерно-переменных сетках располагаются в шахматном порядке.
3. По взаимному расположению скважин и темпу ввода в эксплуатацию сетки скважин могут быть: сгущающимися или ползущими.
 |  |
 |
-скважины первой очереди
-скважины второй очереди
4. По плотности сетки скважин основного фонда:
Плотность сетки скважин характеризуется 3-мя показателями:
-расстоянием между соседними скважинами, м
-расстоянием между рядами скважин, м
— удельной площадью, приходящейся на 1 скважину – га/скв
При равномерной сетке:
— расстояние между скважинами одинаковые – lд=lн (400*400)
— поэтому сетка может иметь разные характеристики – 400*500*600
По плотности сетки скважин основного фонда подразделяются:
1.Весьма редкие, плотностью 100-42 га/скв или 600*700–900*1100м применяются при монолитном строении коллектора, большой толщине, низкой вязкости и высоких ФЕС
2.редкие по плотности сетки 40-30 га/скв или 500*600-600*650 для залежей разного типа, с вязкостью не >5мПа*с, с высокой проницаемостью коллектора > 0,3-0,4мкм 2
3.средние по плотности сетки 28-16 га/скв или 500*500-400*400 – для залежей с относительной неоднородностью коллекторов, с повышенной вязкостью нефтей (до 20), со средними ФЕС
4.плотные сетки скважин – менее 16га/скв или 20мПА*с, с низкой проницаемостью пластов.
Известно, что в результате разбуривания залежи, на геологическом объекте существует неравномерная сетка скважин, отвечающая геологическому строению залежи – оптимальная или фактическая.
Для оценки плотности фактических сеток скважин применяют следующие показатели:
1. Средняя плотность сетки всего фонда скважин – ρд+н= Sзал /(Nд +Nн)
2. Средняя плотность сетки добывающих скважин – ρд= Sзал /Nд
3. Средняя плотность сетки добыв. скважин в зоне отбора – ρд= Sзоны отб. /Nд
Площадь зоны отбора определяется в пределах радиуса влияния доб. скв.
Кроме этого сетку скважин характеризуют еще удельными извлекаемыми запасами, приходящимися на каждую скважину:
удельные запасы на 1 скважину, при учете всего фонда скважин
Qд = Qизв / Nд – при учете фонда добывающих скважин
В настоящее время широкое применение находят горизонтальные скважины с проложением ствола в пределах продуктивного горизонта до 500-600м. Преимущество таких скважин при удачной проводке позволяет увеличить дебит в 3-5 раз, по сравнению с вертикальными. Объекты рекомендуемые для бурения горизонтальных стволов – пласты с небольшой мощностью, неоднородные, низкопроницаемые, зоны неподсредственно под ВНК или ГНК.
Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет
Что такое плотность сетки скважин
ВЫБОР СЕТКИ СКВАЖИН
В результате бурения скважин основного и резервного фондов на эксплуатационном объекте в конечном счете создается неравномерная (с различными расстояниями между скважинами) сетка скважин, отвечающая геологическим особенностям объекта и заданным технологическим показателям разработки.
По характеру размещения скважин основного фонда различают сетки равномерные и равномерно-переменные. Равномерными называют сетки с одинаковым расстоянием между всеми скважинами. Эти сетки рекомендуются для залежей, скважины которых характеризуются ограниченными радиусами действия, т.е. при низкой проницаемости или высокой неоднородности пластов, при повышенной вязкости нефти, а также для обширных зон нефтяных залежей, представляющих собой нефтегазовые зоны или подстилаемых водой. Равномерное размещение скважин производят при площадном и избирательном заводнении, при разрезании залежей на узкие блоки (рис. 82). В последнем случае добывающие и нагнетательные скважины фактически располагаются рядами. Равномерные сетки целесообразны также при внедрении новых методов воздействия на пласт, которые применяются для малопродуктивных залежей.
Равномерно-переменными называют сетки, в которых расстояние между рядами скважин больше, чем расстояние между скважинами в рядах (рис. 83).
В общем случае равномерно-переменные сетки скважин при расположении последних рядами целесообразны для объектов с благоприятной геологопромысловой характеристикой, обладающих высокой продуктивностью. Расположение скважин рядами называют линейными.
В последние годы применяется ячеистое равномерно-переменное размещение скважин, рекомендуемое для карбонатных трещинно-поровых пластов при повышенной вязкости пластовой нефти (см.
рис. 80, д).
При расположении скважин рядами как при равномерной, так и при неравномерной сетке различают ряды замкнутые и незамкнутые. Замкнутыми называют ряды, которые имеют вид колец обычно неправильной формы, примерно повторяющей конфигурацию контура нефтеносности залежи или границ площади, выделенной для самостоятельной разработки.
Незамкнутыми называют ряды, обычно прямолинейные, которые пересекают залежь в определенном направлении и обрываются вблизи контура нефтеносности или замкнутого разрезающего ряда, ограничивающего площадь самостоятельной разработки. Сюда же относят ряды, параллельные контуру нефтеносности, на залежах тектонически или литологически экранированных (рис. 84). В таких случаях ряды будут изогнутыми.
При расположении скважин рядами оптимальное количество рядов добывающих скважин обосновывают с учетом того, что любой нагнетательный ряд может оказывать эффективное воздействие не более чем на три добывающих ряда, примыкающих к нему с одной стороны. Внутри замкнутого ряда нагнетательных скважин располагают не более трех замкнутых рядов добывающих скважин. Между незамкнутыми разрезающими рядами обычно размещают пять или три незамкнутых ряда добывающих скважин.
При линейном расположении скважин по постоянству расстояний между скважинами различают сетки с постоянными расстояниями, когда повсеместно сохраняются расстояния между рядами и между скважинами в рядах (неравные между собой), и сетки с уплотнением к центру площади, когда названные расстояния сокращаются в этом направлении.
По форме равномерные сетки скважин основного фонда подразделяются на квадратную и треугольную (рис. 85). Треугольную сетку применяют при равномерном размещении скважин рядами, т.е. при разрезании залежей на блоки, а также при семиточечном площадном заводнении (см. рис. 80, в). Квадратную сетку проектируют при пятиточечном и девятиточечном (см. рис. 80, б,г,) и часто при избирательном заводнении (рис. 81). Скважины в равномерно-переменных сетках всегда располагают в шахматном порядке для обеспечения более равномерного перемещения контуров нефтеносности при разработке залежей.
К важнейшим показателям сетки основного фонда скважин относится ее плотность, которая характеризуется расстояниями (м) между скважинами и между рядами, а также удельной площадью осн на одну скважину (га/скв).
Выбранную для конкретного объекта с учетом всех факторов плотность сетки называют оптимальной. На основании опыта разработки нефтяных залежей установлено, что для обеспечения при вытеснении нефти водой возможно более высокой нефтеотдачи на объектах с менее благоприятной геолого-промысловой характеристикой необходимо применять более плотные сетки основного фонда скважин.
На выбор плотности сетки скважин существенное влияние может оказывать глубина залежи.
значительное влияние на выбор сетки оказывает плотность запасов, т.е. величина запасов, приходящаяся на единицу площади залежи. С увеличением плотности запасов возрастает целесообразность уменьшения расстояния между скважинами.
Для оценки фактической плотности сетки скважин применяют несколько показателей, которые в сочетании друг с другом дают достаточно четкое представление и об активности системы разработки и о характере разбуренности объекта.
1. Средняя плотность сетки всего фонда пробуренных скважин на объекте разработки в целом:
2. Средняя плотность сетки добывающих скважин на объекте в целом:
3. Средняя плотность сетки всего фонда скважин в границах разбуривания объекта:
4. Средняя плотность сетки добывающих скважин в зоне отбора:
Среднюю плотность сетки добывающих скважин в зоне отбора з.о.д. определяют лишь для систем разработки с линейным размещением скважин. Сравнение показателя з.о.д. с полностью сетки основного фонда добывающих скважин осн.д, а показателя г.р(д+н) с плотностью сетки основного фонда добывающих и нагнетательных скважин осн.(д+н) позволяет судить о степени уплотнения сетки добывающих скважин и общей сетки в результате бурения скважин резервного фонда.
Показатели плотности сетки общ.(д+н) и общ.д характеризуют среднюю плотность сетки в начальных границах эксплуатационного объекта. Обычно некоторые части площади объекта остаются неразбуренными (периферийные части водонефтяных зон залежи с малой нефтенасыщенной мощностью, малопродуктивные участки и др.). Значения общ.(д+н) и г.р(д+н), так же как и значения общ.д и з.о.д. близки, если разбурена почти вся площадь объекта. Обычно общ(д+н) > >г.р(д+н) и общ.д > з.о.д., причем разница между ними тем значительнее, чем больше неразбуренная часть площади.
Наряду с удельной площадью на одну скважину сетку скважин характеризуют удельными извлекаемыми запасами на одну скважину:
Выбор плотности сетки и системы размещения добывающих и нагнетательных скважин.
ВЫБОР СЕТКИ СКВАЖИН
В результате бурения скважин основного и резервного фондов на эксплуатационном объекте в конечном счете создается неравномерная (с различными расстояниями между скважинами) сетка скважин, отвечающая геологическим особенностям объекта и заданным технологическим показателям разработки.
По характеру размещения скважин основного фонда различают сетки равномерные и равномерно-переменные. Равномерными называют сетки с одинаковым расстоянием между всеми скважинами. Эти сетки рекомендуются для залежей, скважины которых характеризуются ограниченными радиусами действия, т.е. при низкой проницаемости или высокой неоднородности пластов, при повышенной вязкости нефти, а также для обширных зон нефтяных залежей, представляющих собой нефтегазовые зоны или подстилаемых водой. Равномерное размещение скважин производят при площадном и избирательном заводнении, при разрезании залежей на узкие блоки. В последнем случае добывающие и нагнетательные скважины фактически располагаются рядами. Равномерные сетки целесообразны также при внедрении новых методов воздействия на пласт, которые применяются для малопродуктивных залежей.
Равномерно-переменными называют сетки, в которых расстояние между рядами скважин больше, чем расстояние между скважинами в рядах.
В общем случае равномерно-переменные сетки скважин при расположении последних рядами целесообразны для объектов с благоприятной геологопромысловой характеристикой, обладающих высокой продуктивностью. Расположение скважин рядами называют линейными.
К важнейшим показателям сетки основного фонда скважин относится ее плотность, которая характеризуется расстояниями (м) между скважинами и между рядами, а также удельной площадью на одну скважину (га/скв).
Выбранную для конкретного объекта с учетом всех факторов плотность сетки называют оптимальной. На основании опыта разработки нефтяных залежей установлено, что для обеспечения при вытеснении нефти водой возможно более высокой нефтеотдачи на объектах с менее благоприятной геолого-промысловой характеристикой необходимо применять более плотные сетки основного фонда скважин.
На выбор плотности сетки скважин существенное влияние может оказывать глубина залежи.
значительное влияние на выбор сетки оказывает плотность запасов, т.е. величина запасов, приходящаяся на единицу площади залежи. С увеличением плотности запасов возрастает целесообразность уменьшения расстояния между скважинами.
Для оценки фактической плотности сетки скважин применяют несколько показателей, которые в сочетании друг с другом дают достаточно четкое представление и об активности системы разработки и о характере разбуренности объекта.
1. Средняя плотность сетки всего фонда пробуренных скважин на объекте разработки в целом:=Sобщ /(Nд+Nн)
2. Средняя плотность сетки добывающих скважин на объекте в целом:=Sобщ/Nд
3. Средняя плотность сетки всего фонда скважин в границах разбуривания объекта:=Sг.р/(Nд+Nн)
4. Средняя плотность сетки добывающих скважин в зоне отбора:=Sз.о./Nд.
Наряду с удельной площадью на одну скважину, сетку скважин характеризуют удельными извлекаемыми запасами на одну скважину:
Дата добавления: 2018-11-24 ; просмотров: 1122 ; Мы поможем в написании вашей работы!
Большая Энциклопедия Нефти и Газа
Плотность сетки скважин является одним из определяющих факторов разработки. [1]
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 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 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]