Плотность сетки скважин


Сетка скважин эксплуатационного объекта

Ст.102 (Правила охраны недр) – Эксплуатационный объект включает продуктивный пласт, часть пласта или группу пластов, выделенныхдля разработки самостоятельной сеткой скважин.

Сетка скважин – это взаимное размещение добывающих, нагнетательных, контрольных и других групп скважин на эксплуатационном объекте. Правильный выбор сетки скважин—важнейшее звено в обосновании рациональной системы разработки объекта.

Поскольку затраты на бурение скважин—одна из наибольших частей капитальных затрат на разработку месторождения, необходимо предотвращать бурение лишних скважин, т. е. переуплотнение сетки. В то же время количество скважин должно быть достаточным для обеспечения необходимых темпов добычи нефти и возможно более высокого коэффициента извлечения нефти. Следовательно, необходимо обосновывать оптимальную сетку скважин.

Для каждого эксплуатационного объекта, поскольку он геологически неоднороден и в целом его строение индивидуально, должна создаваться и индивидуальная сетка скважин, неравномерная по площади объекта в соответствии с изменчивостью его строения. По данным разведки, как правило, можно оценить лишь средние значения параметров объекта, изменчивость же его геологического строения остается плохо изученной. Поэтому принято осуществлять двухэтапное разбуривание эксплуатационных объектов.

На первом этапе бурят проектные скважины основного фонда, т. е. скважины, расположенные на площади объекта (как правило) по строго геометрической сетке, форму которой определяют с учетом принимаемой разновидности метода воздействия на пласт, а густоту (плотность)—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. Местоположение этих скважин в первом проектном документе не определяется, а их количество обосновывается исходя из сложности строения объекта разработки, плотности принимаемой сетки основного фонда скважин, степени изученности объекта. Места заложения резервных скважин устанавливают после бурения скважин основного фонда на основе большого объема геологопромысловой информации, полученной при их бурении и эксплуатации. Резервные скважины размещают на участках объекта, по геологическим и другим причинам не вовлеченных или недостаточно вовлеченных в разработку основным фондом скважин. На объектах, на которых в процессе разработки происходит стягивание контуров нефтеносности (при законтурном или приконтурном заводнении, разрезании залежей на площади или блоки), часть резервных скважин бурят в центральных частях площади (блоков), наиболее долго находящихся в эксплуатации, взамен обводненных периферийных скважин для обеспечения предусмотренных проектным документом годовых уровней добычи нефти из объекта. 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.

В результате бурения скважин основного и резервного фонда скважин на эксплуатационном объекте в конечном счете создается неравномерная сетка скважин (с различными геометрией и расстояниями между скважинами), отвечающая геологическим особенностям и заданным технологическим показателям объекта разработки.

Наиболее ответственная задача при проектировании разработки—обоснование сетки основного фонда скважин.

Многообразие геологических особенностей эксплуатационных объектов обусловливает применение различных сеток скважин основного фонда. Они различаются по:

- характеру размещения скважин;

- по форме сетки;

- по постоянству расстояний между скважинами;

- по плотности.

По характеру размещения скважин основного фонда различают сетки:

- равномерные;

- равномерно-переменные.

Р

Рис. 24 Равномерная сетка скважин

Заводнение: а – площадное, б – с разрезание залежи на блоки. Скажины: 1 – нагнетательные, 2 – добывающие; lскв – расстояние между скважинами

авномерными 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.24).

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. Преимущество равномерных сеток заключается в том, что они позволяют вносить изменения в принятые системы разработки по мере более углубленного изучения малопродуктивных объектов. Так, при равномерной сетке относительно просто изменить размещение или увеличить количество нагнетательных скважин, повсеместно или выборочно уплотнить сетку, осуществить регулирование разработки путем периодического изменения направления потоков жидкости в пластах и т. д.

Р

Рис. 25 Равномерно-переменная сетка скв.

Скважины: 1 – нагнетательные, 2 – добывающие; Расстояния между скважинами: lскв.д– добывающими,lскв.д–нагнетательными;lр.н.д.– расстояние между рядом нагнетательных скважин и первым рядом добывающих скважин;lр.д– расстояние между рядами добывающих скважин.

авномерно-переменными называют сетки, в которых расстояние между рядами скважин больше, чем расстояние между скважинами в рядах (рис.25).

Расстояние между рядом нагнетательных и ближним рядом добывающих скважин может равняться расстоянию между рядами добывающих скважин или быть несколько большим его. Увеличение расстояний между рядами способствует продлению безводного периода эксплуатации скважин. Такое расположение скважин возможно и целесообразно на залежах пластового типа в условиях их эксплуатации на природных режимах вытеснения нефти водой, а также в сочетании с теми разновидностями метода заводнения, при которых нагнетательные скважины располагаются рядами (законтурное, приконтурное, все разновидности разрезания залежей). 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 линейным.

В последние годы применяется ячеистое равномерно-переменное размещение скважин, рекомендуемое для карбонатных трещинно-поровых пластов при повышенной вязкости пластовой нефти.

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. Замкнутыми рядами добывающие скважины располагают на залежах пластово-сводового типа при реализации систем разработки, при которых происходит стягивание естественных контуров нефтеносности. Это системы с использованием природного напора вод и с законтурным и приконтурным заводнением. Такую форму рядов применяют также на площадях округлой формы, выделенных в пределах объекта рядами нагнетательных скважин для самостоятельной разработки; на полосах, получаемых при кольцевом разрезании залежей) и при барьерном заводнении.

Н

Рис. 26 Не замкнутые ряды добывающих скважин:

1 – дизьюнктивное нарушение; контуры нефтеносности: 2 – внешний, 3 – внутренний; 4 – добывающие скважины: I,II,III,IV– ряды скважин.

езамкнутыминазывают 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. 26). В таких случаях ряды будут изогнутыми.

При замкнутых рядах скважин в центральной части залежи (площади) целесообразно располагать один незамкнутый ряд, к которому на поздних стадиях разработки будет стягиваться контур нефтеносности.

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. Чаще проектируют сетку первого вида. В некоторых случаях, когда точно известно, что линия стягивания контуров совпадает с местоположением внутреннего (центрального) ряда, уже при определении основного фонда скважины в этом ряду располагают более плотно, чем во внешних рядах. Постепенное уменьшение расстояний между рядами и между скважинами в рядах основной сетки может быть предусмотрено при резком увеличении нефтенасыщенной мощности пластов к центру залежи (площади). Такое явление характерно, например, для водонефтяных залежей, имеющих значительную высоту.

На объектах платформенного типа с большой площадью нефтеносности на разных их участках может быть принято различное размещение скважин, например в чисто нефтяной зоне— рядами, в водонефтяной или подгазовой — по равномерной сетке.

П

Рис. Формы равномерных сеток скважин.

Сетки скважин: а – квадратная, б – треугольная; 1 – расстояния между скважинами

о форме равномерные сетки скважин основного фонда подразделяются на квадратную и треугольную (рис. 27).

Треугольную сетку применяют при равномерном размещении скважин рядами, т. е. при разрезании залежей на блоки, а также при семиточечном площадном заводнении.

Квадратную сетку проектируют при пятиточечном и девятиточечном и часто при избирательном заводнении. 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 Sосн на одну скважину (га/скв).

Плотность сетки зависит от геолого-промысловых параметров (ФЕС) продуктивного пласта и физико-химических свойств насыщающего флюида.

При равномерных сетках расстояния между скважинами одинаковые — lскв, при этом площадь квадратной сетки Sосн=l2скв, при треугольной — Sосн= l2скв/1,075.

Равномерно-переменные сетки характеризуются расстояниями: lскв.д—расстояние между добывающими скважинами в рядах; lр.д — расстояние между рядами добывающих скважин; lр.н-д—расстояние между нагнетательным и первым (внешним) добывающим рядами; lскв.н—расстояние между нагнетательными скважинами в рядах. В случаях, когда расстояния между добывающими и нагнетательными скважинами одинаковы, что бывает очень часто, сетка характеризуется тремя расстояниями: lскв.д  lр.д  lр.н-д (например, 500х600х700 м).

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. Ориентировочно могут быть даны следующие рекомендации по выбору плотности основной сетки для разных геологических условий.

Сетки добывающих скважин плотностью 60—40 га/скв (от 700х800 до 600х700 м)—для залежей с особо благоприятной характеристикой: с очень низкой относительной вязкостью нефти (менее 1), с достаточно высокой проницаемостью монолитного пласта, особенно при трещинном типе карбонатных коллекторов и массивном строении залежей.

Сетки добывающих скважин плотностью 30—36 га/скв (от 600х650 до 500х600 м) —для залежей пластового типа с благоприятной характеристикой: с низкой относительной вязкостью пластовой нефти (1—5), с проницаемостью коллекторов более 0,3—0,4 мкм2, при сравнительно однородном строении эксплуатационного объекта.

Сетки добывающих скважин или нагнетательных и добывающих вместе в зависимости от разновидности заводнения плотностью 20—25 га/скв (от 500х550 до 400х400 м)—для залежей нефти в геологически неоднородных пластах при относительной вязкости нефти до 4—5, а также при повышенной относительной вязкости нефти (до 15—20) даже при высокой проницаемости пластов.

Сетки нагнетательных и добывающих скважин плотностью менее 16 га/скв (менее 400х400 м)—для залежей с неоднородным строением или с низкой проницаемостью пластов, а также для залежей с высокой относительной вязкостью нефти (до 25—30) и залежей, требующих ограничения отбора жидкости из скважин в связи с образованием конусов воды или газа, неустойчивостью пород-коллекторов и т. д.

На практике для качественного сравнения плотности сетки скважин по разным объектам выделенные выше ориентировочно четыре группы сеток разной плотности основного фонда скважин условно называют соответственно: весьма редкие, редкие, средние, плотные.

На выбор плотности сетки скважин существенное влияние может оказывать:

- глубина залежи. Из экономических соображений при прочих равных условиях для глубокозалегающих пластов целесообразными могут оказаться более разреженные сетки по сравнению с сетками при небольших глубинах. В таких случаях разреженную сетку сочетают с более активной системой воздействия. Однако необходимо учитывать, что по объектам с неблагоприятной геологической характеристикой при разреженных сетках потери нефти в недрах возрастают.

- 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.

- при обосновании оптимальной сетки основного фонда добывающих и нагнетательных скважин наряду с геологическими факторами следует учитывать и технологические—соотношение количества добывающих и нагнетательных скважин;

- величину градиента давления в пласте и др.

Как уже отмечалось выше, в результате бурения скважин резервного фонда эксплуатационный объект оказывается разбуренным по неравномерной сетке, соответствующей неоднородности его строения.

Для оценки фактической плотности сетки скважин применяют несколько показателей:

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

Sобщ.д+н=Sобщ/(Nд + Nн)

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

Sобщ.д+н=Sобщ/Nд

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

Sг.р.д+н=Sг.р/( Nд + Nн)

4. Средняя плотность сетки добывающих скважин в зоне отбора:

Sз.о.д=Sз.о./Nд

В приведенных выражениях использованы следующие условные обозначения: Sобщ —площадь эксплуатационного объекта (залежи) в начальных его границах; Sг.р —площадь в границах разбуривания объекта; Sз.о —площадь зоны отбора, определяемая при законтурном или приконтурном заводнении и при разрезании залежи в пределах радиусов влияния добывающих скважин внешних рядов; Nд — количество пробуренных добывающих скважин (основной фонд +резервные); Nн — количество пробуренных нагнетательных скважин (основной фонд +резервные).

Среднюю плотность сетки добывающих скважин в зоне отбора Sз.о.д определяют лишь для систем разработки с линейным размещением скважин. Сравнение показателя Sз.о.д с плотностью сетки основного фонда добывающих скважин Sосн.д позволяет судить о степени уплотнения сетки добывающих скважин и общей сетки в результате бурения скважин резервного фонда.

Показатели плотности сетки Sобщ.д+н и Sобщ.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 Sобщ.д+н и Sг.р.д+н, так же как и значения Sобщ.д и Sз.о.д близки, если разбурена почти вся площадь объекта. Обычно Sобщ.д+н > Sг.р.д+н и Sг.р.д+н > Sз.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:

Qд+н=Qизвл/(Nд+Nн)

Qд=Qизвл/Nд

где Qд+н и Qд — удельные запасы на одну скважину соответственно при учете всех добывающих и нагнетательных скважин и при учете лишь добывающих скважин; Qизвл —начальные извлекаемые запасы нефти эксплуатационного объекта.

Действующие в настоящее время системы разработки с заводнением характеризуются широким диапазоном значений 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.

Все выше сказанное о сетках эксплуатационных объектов относится к системам разработки с разбуриванием залежей вертикальными или наклонно направленными скважинами. В последние годы все более широкое применение находят, горизонтальные скважины с длиной горизонтальных стволов, создаваемых в пределах продуктивного горизонта, до 500-600 м. При удачной проводке горизонтальных скважин на ряде объектов их дебит может в 3-5 раз превышать дебит вертикальных скважин.

Пока бурение таких скважин проводится на отдельных участках месторождений и множество вопросов о расположении пока не стандартизированны.

studfiles.net

Характеристика сеток скважин

1. По типу рядов:

при расположении скважин по рядной сетке различают ряды:

- незамкнутые (прямые), секущие залежь до контура

- замкнутые (кольцевые)

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 добывающих скважин - важнейшая характеристика системы разработки залежи. Под ней понимают – отношение площади зоны отбора к числу пробуренных в ее пределах добывающих скважин.

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)

- удельная площадь определяется при квадратной сетке – S=l2, при треугольной сетке – S=l2/ 1,075

При равномерно-переменной:

- расстояние между рядами и скважинами различное и характеризуется показателями - lскв.д, * l ряд. доб.,* l ряд доб-нагн;

- 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 > 0,3-0,4мкм2

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 < 400*400м – залежи с неоднородным строением коллекторс невыдержанными толщинамис высокой вязкостью нефти >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:

Qд+н = Qизв / Nд +Nн –

удельные запасы на 1 скважину, при учете всего фонда скважин

Qд = Qизв / Nд – при учете фонда добывающих скважин

Показатель (Qд+н) может изменяться в пределах 30-300 т.т./скв., для предприятий в Пермском крае принят примерно равным 100т.т./скв. , т.е. при проектировании сетки исходят из величины запасов на объекте с учетом отбора каждой скважиной за весь срок работы до 100 т.т.

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.

Page 2

ГДИ – это методы определения гидродинамических характеристик пластов или скважин по данным замеров дебитов и давлений при установившихся или неустановившихся процессах фильтрации жидкости и газов в пласте. ГДМ исследования применяют с целью определения геометрических и фильтрационных характеристик пласта при известной величине давления, скорости фильтрации и дебитов в исследуемых скважинах.

С помощью этих методов в скважинах и пластах можно определить геолого-промысловые параметры пластов:

· Проницаемость

· Гидропроводность

· Пьезопроводность

· Проводимость

и показатели работы скважин:

- Коэффициенты продуктивности (для добывающих скв.)

- коэффициенты приемистости (для нагнетательных)

- коэф.гидродинамического совершенства скважины

- приведенный радиус скважины

Полученные величины представляют собой средние значения параметров в объеме изучаемого пространства, поскольку определяются в 1 скважине, между 2-мя скважинами, или в радиусе дренажа скважины. Но все же, объем горной породы, «охваченной и изученной ГДИ» намного больше, чем при исследовании керном или при ГИС, поэтому геолого-промысловые параметры, полученные по ГДИ более достоверны и чаще используются в прогнозе основных технологических решений при разработке. (В обосновании технологии разработки, как правило, лежит комплексное использование результатов определения параметров пластов и скважин – лабораторное исследование керна, геофизические и гидродинамические методы изучения. Особенно это важно для залежей с карбонатными коллекторами порово-трещинного типа).

В зависимости от режима работы исследуемых скважин различают 3 гидродинамических метода исследования:

1. Метод установившихся отборовоснован на изучении установившейся в скважине фильтрации жидкости, газов и их смесей и предусматривающий замеры дебитов, забойных и пластовых давлений на нескольких режимах работы. В процессе исследования скважины по данному методу необходимо чтобы она отработала не менее чем на 3 режимах, т.е., в исследуемой скважине 3 раза меняют величину отбора, (изменяют Рзаб).

Изменение режима достигается в разных скважинах по-разному: в добывающих фонтанных – изменяют d штуцера; в глубинно-насосных,эксплуатирующихся ШГН – изменяют длину хода штока, число качаний штанги, d насоса; в скважинах с ЭЦН – изменяют противодавление на устье скв.; в нагнетательных – изменяют расход воды.

При исследовании скважины на каждом из 3 режимов, необходимо чтобы скважина проработала на каждом из них не менее 2-3 суток. При отсутствии разницы в замерах за это время режим в скважине считается установившимся. Замеры дебитов и давлений проводят каждые 24 часа. В результате получают зависимость дебита скважины Qн от величины Рзаб (а точнее от величины перепада давлений - ∆р между пластовым и забойным).

Пример исследования добывающих скважин:

1 режим: Рпл=13 МПа Рзаб=12,3 МПа ∆р=0,7 Qн=44,5 т/сут
2 режим: Рпл=13 МПа Рзаб=12,0 МПа ∆р=1 Qн=63 т/сут
3 режим: Рпл=13 МПа Рзаб=11,0 МПа ∆р=2 Qн=109 т/сут

Таким образом, с увеличением депрессии на пласт - ∆р, дебит скважины растет. При Рзаб. близком к 0, дебит скважины Qн будет максимальным, такой дебит называется потенциально возможным. При Рзаб =Рпл – притока из скважины не будет. Полученные результаты наносят на график и строят индикаторную диаграмму (кривую).

А) для добывающих скважин:

∆р

Индикаторные кривые описываются уравнением:

Qн= Кпрод *(Рпл – Рзаб)n,

где n- показатель степени, зависящий от типа кривой – вогнутая, выпуклая. Причины искривления – это нарушение линейного закона фильтрации; снижение проницаемости в ПЗП в связи со смыканием трещин, изменение режима работы скважин, упругие свойства флюидов и пластов.

Кпрод = Qн/∆р скважин определяют по линейному начальному отрезку кривой. Коэффициент характеризует добывные возможности скважины и является постоянной величиной при установившемся режиме работы. К прод – это количество нефти, добытое из скважины при снижении давления до величины забойного.

Б) для нагнетательных скважин:

∆р

ω

в нагнетательных скважинах определяют коэффициент приемистости - ω = Кприем (Рзаб-Рпл)n –

ω – расход м3/сут, Рзаб-Рпл – репрессия на пласт; Кприем = ω/ ∆р

При условии, что поток жидкости в пласте имеет напорный характер и подчиняется линейному закону фильтрации, дебит определяется из формулы Дюпюи:

2π kпр hр (Рпл – Рзаб)

Qн= -----------------------------------

μН (ln Rк/rC + С)

Qн – дебит нефти в пластовых условиях

kпр - коэффициент проницаемости

hр - работающая, толщина пласта

μН - вязкость нефти в пласте

Rк – радиус дренажа (влияния) скважины – равен 0,5 расст. м/д соседн. скв..

rC - радиус скважины (долота)

С - поправочный коэффициент за несовершенство скважины по характеру и степени вскрытия

Зная дебит и давление, из формулы Дюпюи можно получить еще ряд промысловых характеристик:

Кпрод μН (ln Rк/rC + С)

1. Коэффициент проницаемости Кпр = ----------------------------------,

2π hр

где Кпрод = Qн/∆р ,

kпр hр

2. Коэффициент гидропроводности – ε = -------------

μж

где kпр- проницаемость пласта в районе исследуемой скважины

hр – работающая толщина пласта, μж – вязкость жидкости; размерность коэффицента – м3/(Н*с)

Коэффициент определяет производительность пласта в скважине и характеризует способность пласта толщиной h, фильтровать флюид с вязкостью μ в 1 времени при напорном градиенте равном 1.

3. Коэффициент проводимости - α = kпр / μж

размерность коэффицента – м4/(Н*с), он характеризует подвижность флюида в пластовых условиях в районе скважины.

kпр

4. Коэффициент пьезопроводности – χ = ------------------ = α / β,

[μ (kп*βж +β п.с.)]

где kп – коэф. пористости пласта;

βж и β п.с. – коэффициенты сжимаемости пластовой жидкости и пористой среды в районе исследуемых скважин.

(kп*βж +β п.с.) – коэффициент упругоемкости пласта – β

размерность коэффициента – м2/с

Коэффициент характеризует скорость перераспределения давления в пласте вследствие упругого расширения породы и жидкости.

studopedia.su

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Cтраница 1

Плотность сетки скважин является РѕРґРЅРёРј РёР· определяющих факторов разработки.  [1]

Плотность сетки скважин РЅР° месторождениях РЎРЁРђ, РёР· которых извлечено более 50 % начальных извлекаемых запасов, РІ среднем составляет около 6 РіР° / СЃРєРІ, РЅР° месторождениях, РёР· которых Р�звлечено менее 50 % начальных извлекаемых запасов, - РїРѕСЂСЏРґРєР° 16 - 18 РіР° / СЃРєРІ.  [2]

Плотность сетки скважин - важный, РЅРѕ РЅРµ единственный элемент системы разработки. Р�звестно, что РїСЂРё разрежении сеток скважин РїРѕ сравнению СЃ ранее применяемыми РІ 5 - 10 раз РЅР° месторождениях Урало-Поволжья достигнуто резкое повышение нефтеотдачи РїСЂРё применении различных РІРёРґРѕРІ заводнения. Р’ работах [73, 76] приведены лишь некоторые сведения Рѕ положительном влиянии РЅР° показатели разработки дополнительного разрезания залежей, смене фильтрационных потоков Рё РґСЂСѓРіРёС… мероприятий РїРѕ совершенствованию систем заводнения.  [3]

Плотность сетки скважин РЅР° максимальный темп разработки влияет РґРІРѕСЏРєРѕ. РЎ РѕРґРЅРѕР№ стороны, наличие большого числа скважин способствует росту добычи РёР· залежей, СЃ РґСЂСѓРіРѕР№ - РїСЂРё плотной сетке резко удлиняется период освоения залежей, что РїСЂРёРІРѕРґРёС‚ Рє снижению максимального темпа разработки.  [4]

Плотность сетки скважин ьычислена РїРѕ радиусу Р·РѕРЅС‹ дренирования, определенному РІ зависимости РѕС‚ величины средней проницаемости.  [6]

Плотность сетки скважин определена как частное РѕС‚ деления проекции площади нефтеносности РЅР° количество скважин.  [7]

Плотность сетки скважин, предусмотренная Генсхемой, РЅРµ обеспечивала достижения утвержденной нефтеотдачи, РЅРµ соответствовала реальному геологическому строению пластов Рё поэтому уже РІ процессе разработки ее пришлось менять, уплотнив против проекта РІ 1 8 раза.  [8]

Плотность сетки скважин РІ пределах внешнего контура нефтеносности РїРѕ залежи ДП Константиновской площади составляет 20 РіР° / СЃРєРІ. Р’РќР— залежи ДП Константиновской площади разбурена СЃ плотностью сетки скважин 36 РіР° / СЃРєРІ. Залежь СЃ 1954 Рі. разрабатывается СЃ применением законтурного заводнения.  [10]

Плотность сетки скважин была доведена РґРѕ 12 1 РіР° / СЃРєРІ. Р’ результате такой плотной сетки достигнута высокая нефтеотдача.  [11]

Плотность сетки скважин, предусмотренная Генсхемой, РЅРµ обеспечивала достижения утвержденной нефтеотдачи, РЅРµ соответствовала реальному геологическому строению пластов Рё поэтому уже РІ процессе разработки была изменена Р·Р° счет уплотнения против проекта РІ 1 8 раза.  [12]

Плотность сетки скважин РїРѕ своему физическому смыслу представляет СЃРѕР±РѕСЋ среднюю площадь дренажа эксплуатационной скважины, Рё перемещение контура нефтеносности РЅРµ оказывает влияние РЅР° эффективность дренажа залежи РїРѕ площади. Как показало исследование особенностей выработки нефтяных пластов РїСЂРё водонапорном режиме [61], процесс нефтеотдачи РёР· каждого участка залежи продолжается независимо РѕС‚ того, прошел через него контур нефтеносности или нет. Поэтому учет перемещения контура нефтеносности РЅРµ нужен, Рё РїСЂРё определении плотности сетки скважин всегда следует использовать площадь нефтяной залежи РІ ее начальных границах.  [13]

Плотность сетки скважин определяется параметрами сетки скважин.  [14]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Выбор плотности сетки скважин

Одним из основных факторов, влияющих на выбор плотности и системы размещения скважин, является удельная плотность запасов нефти (содержание промышленных запасов нефти в единице объема). Кроме того, на выбор сетки скважин оказывают влияние зональная и слоистая неоднородность пластов, их прерывистость, физико-химические свойства флюидов и геолого-промысловые характеристики пласта, а также размеры и конфигурация залежей. При критериях денежной оценки эффективность разработки достигается применением крайне редких сеток скважин, но это приводит к значительным потерям углеводородов в пласте. Оптимальная плотность сетки может быть обоснована с учетом всех влияющих на нее факторов и базироваться на основе многофакторных технико-экономических расчетов.

При разработке нефтяных месторождений с применением площадных систем воздействия рациональное соотношение между добывающими Nд и нагнетательными Nн скважинами можно определять по эмпирической зависимости

,

где kа, kн и а, н - соответственно проницаемость и вязкость вытесняющего агента и нефти.

1. Басарыгин, М.Ю. Строительство и эксплуатация морских нефтяных и газовых скважин. В 4. т. Т. 4 кн. 3; Краснодар: Просвещение Юг - Москва, 2010. - 342 c.

2. Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин; Академия - Москва, 2012. - 352 c.

3. Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин; Академия - Москва, 2010. - 352 c.

4. Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин; Академия - Москва, 2013. - 352 c.

5. Желтов, Ю.П. Разработка нефтяных месторождений; М.: Недра - Москва, 2010. - 365 c.

6. Желтов, Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: Учеб. для вузов; М.: Недра - Москва, 2011. - 365 c.

7. Кременецкий М.И., Ипатов А.И., Гуляев Д.Н. Информационное обеспечение и технологии гидродинамического моделирования нефтяных и газовых залежей; Институт компьютерных исследований - Москва, 2012. - 896 c.

8. Лысенко, В.Д. Разработка нефтяных месторождений. Проектирование и анализ; М.: Недра - Москва.

studbooks.net


Смотрите также