Выбор геометрии сетки скважин

Геометрия сетки скважин – характер взаимного расположения добывающих и нагнетательных скважин на эксплуатационном объекте.

Под размещением скважин понимают сетку размещения и расстояния между скважинами (плотность сетки), темп и порядок ввода скважин в работу. Системы раз­работки подразделяют на следующие: с размещением скважин по равномерной сетке и с размещением скважин по неравно­мерной сетке (преимущественно рядами).

Применение равномерной сетки целесообразно при работе пласта с неподвижными контурами нефтеносности, т.е. при равном распределении пластовой энергии. Размещение скважин по равномерной сетке различают: по плотности сетки, по темпу ввода скважин в работу, по порядку ввода скважин в работу.

Сетки по форме бывают квадратными и треугольными. При треугольной сетке скважин располагается больше, чем при квадратной (на 15 %).

Под плотностью сетки скважин подразумевают отношение площади нефтеносности к числу скважин. Практикой разработки и дальнейшими исследованиями установлено, что в реальных неоднородных пластах плотность сетки скважин оказывает существенное влияние на нефтеотдачу. Это влияние тем больше, чем более неоднородны и прерывисты продуктивные пласты, хуже литолого-физические свойства коллекторов, выше вязкость нефти в пластовых условиях, больше нефти первоначально заключено в водонефтяных и подгазовых зонах. Уплотнение сетки скважин в неоднородно-линзовидных пластах существенно увеличивает нефтеотдачу (охват разработкой), особенно при удачном размещении скважин относительно различных линз и экранов. Наибольшее влияние играет плотность в размере 25-30 га/скв (1 га – 10 000 м²), или (25-30)·10⁴ м²/скв.

Размещение скважин по неравномерной сетке – это выдержанные расстояния между рядами и между скважинами в рядах и с уплотнением центральной части месторождения. Такие системы применяют, когда режим водогазонапорный, напорно-гравитационный и смешанный. Пример – Туймазинское месторождение: 500 м между рядами и 400 м между скважинами в рядах.

В нашей стране применяют двухстадийное разбуривание первоначально редких сеток скважин и последующее избирательное уплотнение их с целью повышения охвата неоднородных пластов заводнением, увеличения конечной нефтеотдачи и стабилизации добычи нефти. В первую стадию бурят так называемый основной фонд добывающих и нагнетательных скважин при малой плотности сетки. По данным бурения и исследования скважин основного фонда уточняется геологическое строение неоднородного объекта, в результате чего возможны изменения плотности сетки скважин, которые разбуривают во вторую стадию и называют резервными. Резервные скважины предусматриваются с целью вовлечения в разработку отдельных линз, зон выклинивания и застойных зон, которые не вовлекаются в разработку скважинами основного фонда в пределах контура их размещения. Число резервных скважин обосновывается с учетом характера и неоднородности пластов (их прерывистости), плотности сетки скважин, соотношения вязкости нефти и воды и т. д. Число резервных скважин может составлять до 30 % основного фонда скважин. Их место размещения следует планировать в более ранние сроки разработки. Отметим, что для замены фактически ликвидированных скважин из-за старения (физического износа) или по техническим причинам (в результате аварий при эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин) требуется обосновывать также число скважин-дублеров, которое может достигать 10 – 20 % фонда.

По темпу ввода скважин различают одновременную и замедленную системы разработки.

Одновременная система – все скважины вводят в течение от 1 до 3 лет.

Замедленная система – ввод скважин в разработку более 3 лет. По порядку ввода скважин в работу различают на системы сгущающуюся и ползучую. Сгущающуюся систему целесообразно применять на объектах со сложным геологическим строением. Она соответствует принципу двухстадийного разбуривания. Ползучую систему, ориентированную по отношению к структуре пласта, подразделяют на системы: а) вниз по падению; б) вверх по восстанию; в) по простиранию. В практике разработки крупных отечественных месторождений ползучая и сгущающаяся системы разработки комплексно сочетаются. Только трудные природные (топи, болота) и геологические условия определили применение ползучей системы на Самотлорском месторождении.

Системы разработки с размещением скважин по неравномерной сетке аналогично различают:

– по плотности сетки;

– по темпу ввода скважин в работу (ввода рядов скважин – работают один ряд, два, три);

– по порядку ввода скважин в работу.

Дополнительно их разделяют:

– по форме рядов – с незамкнутыми рядами и с замкнутыми (кольцевыми) рядами;

– по взаимному расположению рядов и скважин – с выдержанными расстояниями между рядами и между скважинами в рядах и с уплотнением центральной части площади.

При современном проектировании первоначальная расстановка скважин почти всегда равномерная.

На рисунке 1.1 показано равномерное размещение скважин по квадратной или треугольной сетке (рис. 1.1);

Рисунок 1.1 – Равномерное размещение скважин: а) квадратная сетка; б) треугольная сетка.

В случае равномерного размещения скважины бурят в углах квадратов (рис.1.1, а) или в вершинах правильных треугольников (рис.1.1, б).

Рисунок 1.2 – Батарейно-кольцевое размещение скважин

При батарейном размещении скважин образуется местная воронка депрессии, что значительно сокращает период использования естественной энергии пласта. С другой стороны, в этом случае сокращается протяженность сборных сетей и промысловых коммуникаций.

При разбуривании месторождения сетка скважин, сначала в 2-4 раза более редкая, постепенно сгущается до проектной плотности.

Все практически возможные проектные сетки размещения скважин составляются из сеток стандартного дихотомического ряда квадратных сеток, который начинается с квадратной сет­ки 100x100 м или 0,01 км² = 1 га на скважину и продолжается путем последовательного разрежения в 2 раза.

S: 1, 2, 4, 8, 16, 32, 64 и 128 га/скв.

Более редкая сетка скважин называется стартовой, а более густая сетка называется базовой.

При выделении двух и более эксплуатационных объектов по каждому из них определяется базовая сетка и эти сетки так смещаются относительно друг друга, чтобы все вместе по мес­торождению образовали максимально возможно равномерную общую сетку.

При такой общей сетке те скважины, которые оказались ненужными на своих проектных эксплуатационных объектах (например, попали в зоны неколлектора), переводятся на другие эксплуатационные объекты и там оказываются полноцен­ными скважинами.

Оптимальная плотность сетки скважин определяется с использованием формулы для расчета коэффициента нефтеотдачи при вытеснении нефти водой:

η = К_выт·К_сд·К_сн . (1)

Здесь К_выт – коэффициент вытеснения,

(2)

где n – показатель степени, зависящий от типа коллектора, для трещинного коллектора n = 3, для порового коллектора n = 2,5; n_в – предельная обводненность скважинной продукции, объемные доли в поверхностных условиях; μ_н , μ_в коэффициенты динамической вязкости нефти и воды в пластовых условиях; b_н , b_в – объемные коэффициенты нефти и воды.

Предельная обводненность скважинной продукции устанавливается технико-экономическим анализом добычи нефти и зависит от себестоимости добычи и цены реализации нефти (рекомендуется принимать равной 0,95).

Коэффициент сетки добывающих скважин К_сд,

К_сд = е^-α·S*, (3)

где α – коэффициент, учитывающий хаотическую прерывистость пластов и слоев, для добывающих скважин α = 0,5; S^* - плотность сетки добывающих скважин, км².

Коэффициент сетки нагнетательных скважин К_сн,

К_сн = е^-α·S**, (4)

где S^** - плотность сетки нагнетательных скважин, км²; при 5-ти точечной системе разработки S^** = S^*, при 7-ми точечной - S^** = 3,5·S^*, при 9-ти точечной - S^** = 4·S^*.

Оптимальная число добывающих скважин рассчитывается из уравнения:

N²_доб·ехр(α·S_зал/N_доб) = К_выт·К_сн·V_зап·(Ц – С)·α·S_зал/С_скв, (5)

где N_доб – число добывающих скважин, S_зал – площадь залежи в пределах контура нефтеносности, км²; V_зап – геологические запасы нефти в залежи, млн. тонн,

V_зап = S_зал·h_эф·m·K_н·ρ_нд/b_н (6)

h_эф – эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, м; К_н – коэффициент нефтенасыщенности; ρ_нд – плотность дегазированной нефти, кг/м³; b_н – объемный коэффициент нефти; Ц – цена нефти для нефтедобывающего предприятия, принять Ц = 4000 руб./т; С – себестоимость добычи нефти, принять С = 1000 руб./т; С_скв – стоимость бурения, оборудования и освоения скважины в рублях, принять С_скв = 15 млн. рублей при глубине скважины 1500 м., С_скв = 30 млн. рублей при глубине скважины 2500 м., С_скв = 45 млн. рублей при глубине скважины 3500 м.

Тогда оптимальная плотность сетки добывающих скважин будет равна

S^* = S_зал/N_доб. (7)