какой основной фактор оказывает влияние на выбор плотности сетки скважин
Большая Энциклопедия Нефти и Газа
Выбор плотности сетки скважин и выделение эксплуатационных объектов являются наиболее ответственными задачами проектирования разработки месторождений. [1]
Выбор плотности сетки скважин в значительной мере обусловливается вязкостью нефти. [2]
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. [3]
При выборе плотности сетки скважины следует размещать равномерно по запасам и при одновременном разбуривании всего объекта разработки. [4]
При выборе плотности сетки скважин размещение скважин следует производить равномерно по запасам и при одновременном раа-буривакии всего объекта разработки. [5]
При выборе плотности сетки скважин принимают во внимание прерывистость нефтяных пластов. С учетом этой прерывистости дополнительно увеличивается эффективность сгущения сетки скважин как в отношении общего дебита, так и конечной нефтеотдачи. [6]
При выборе плотности сетки скважин ( ПСС) до сих пор оперируют ее площадной характеристикой. Следует, однако, помнить, что каждая скважина дренирует какой-то объем продуктивного пласта. [7]
Вопрос о выборе плотности сеток скважин для осуществления методов увеличения нефтеотдачи пластов в промышленных условиях остается до настоящего времени дискуссионным. При анализе зарубежного опыта обращает внимание зависимость плотности сетки от масштабов работ, определяемых их целью. Промышленное внедрение метода в больших объемах направлено на получение экономического и технологического эффекта. Промышленный эксперимент предназначен для отработки технологии и получения объективной оценки технологической эффективности процесса в кратчайшие сроки. При этом вопросы экономической выгоды не являются для предпринимателей определяющими, поэтому они идут на затраты, связанные с бурением дополнительных скважин. [9]
Глубина залегания продуктивных пластов влияет на выбор плотности сетки скважин и активность системы заводнения. При глубоко залегающих пластах увеличивать плотность сетки скважин из экономических соображений неэффективно. Поэтому более разреженные, чем следовало бы при данных геолого-физических условиях, сетки скважин сочетают с более активными системами заводнения, например с разрезанием залежи на узкие полосы. [13]
От глубины залегания продуктивных пластов во многом зависит выбор плотности сетки скважин и активность системы заводнения. При больших глубинах возможности применения сеток скважин со значительной их плотностью сокращается по экономическим соображениям. [14]
С использованием зависимостей экспресс-метода расчета процесса разработки, выбор плотности сетки скважин можно значительно упростить. [15]
Большая Энциклопедия Нефти и Газа
Выбор оптимальной плотности сетки скважин должен основываться на богатом опыте разработки отечественных месторождений. В особых случаях на месторождениях необходимо опережающее проведение промысловых экспериментов по сетке скважин, подобных, например, новохазинскому. [1]
Выбор оптимальной плотности сетки скважин является наиболее ответственной и сложной задачей при выборе рациональной системы разработки, так как плотность сетки скважин определяет количество скважин, а значит и затраты на их бурение, обустройство и эксплуатацию. [2]
Влияние различных факторов на выбор оптимальной плотности сетки скважин для условий расчлененных объектов, содержащих маловязкие нефти, рассмотрено в работах многих исследователей, направленных, как правило, на обоснование дальнейшего уплотнения сеток. [4]
Для изучения влияния плотности сетки скважин на технико-экономические показатели разработки в условиях повышенной вязкости нефти и неоднородности пластов Арланского месторождения, а также выбора оптимальной плотности сетки скважин поставлен специаль ный промысловый эксперимент на Новохазинской площади. [6]
С целью изучения влияния плотности сетки скважин на технико-экономические показатели разработки в условиях высокой вязкости нефти и неоднородности пласта Новохазинской плс дади Арланского месторождения и выбора оптимальной плотности сетки скважин центральной комиссии по разработке нефтяных месторождений было принято решение о проведении промышленного эксперимента на опытном участке Новоханзинской площади. [7]
К числу направлений, позволяющих повысить нефтеотдачу, относятся [210]: выработка четкого представления о текущем состоянии залежи; построение детальной количественной модели геологического строения объекта; гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи; технологии воздействия на призабой-ную зону; выбор оптимальной плотности сетки скважин ; новые технологии повышения нефтеотдачи. [8]
При высокой неоднородности продуктивных пластов ( см. табл. 3.3) увеличение расстояния между скважинами приводит к снижению охвата пластов дренированием и неизбежным потерям. В этой связи для данных месторождений выбор оптимальной плотности сетки скважин является одной из важных проблем, от решения которой зависит выработка запасов нефти и, следовательно, эффективность их использования. [9]
При освоении положений второй Генеральной схемы, как и первой, вновь не была оценена роль совместно-раздельного отбора и закачки. На Ромашкинском месторождении, когда большинство площадей вступило в позднюю стадию разработки, на обеспечение проектной нефтеотдачи и выработки запасов решающее влияние оказывает многопласто-вость разрабатываемого объекта, ухудшение структуры оставшихся запасов нефти и состояние пробуренного фонда скважин. В эти годы создалось такое положение, при котором запасы нефти менее продуктивных, прерывистых пластов и водонефтяных зон, не получая достаточного воздействия от заводнения, практически не подключались в активную разработку, в то время как по мере выработки запасов лучших по коллекторским свойствам пластов происходило интенсивное обводнение фонда скважин. В этих условиях, наряду с совершенствованием применяемой системы разработки и выбором оптимальной плотности сетки скважин и граничных условий разработки, требовалось выборочно осуществить разукрупнение многопластового объекта. [13]
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: 1090 ; Мы поможем в написании вашей работы!
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.
Большая Энциклопедия Нефти и Газа
Влияние плотности сетки скважин на показатели разработки монолитных пластов / / Нефтепромысловое дело. [1]
Влияние плотности сетки скважин на нефтеотдачу неодинаково проявляется на разных стадиях разработки месторождения. На ранних стадиях разработки влияние плотности сетки скважин на нефтеотдачу мало заметно. [3]
Влияние плотности сетки скважин на выработку запасов нефти в условиях заводнения проявляется практически с самого начала разработки. [4]
Влияние плотности сетки скважин на выработку запасов нефти в условиях заводнения проявляется практически с самого начала разработки. [6]
Рассмотрим влияние плотности сетки скважин на риск получения экономически неудовлетворительного результата при реализации метода вытеснения нефти диоксидом углерода. Технико-экономический анализ показал, что дополнительные приведенные затраты на реализацию процесса и значения показателя qoff минимальны при плотностях сеток скважин от 3 3 до 5 га / скв. Очевидно, что на равных по запасам объектах число скважин, вскрывающих пласт и обеспечивающих информацию о его строении, свойствах и распределении насыщающих флюидов, тем больше, чем плотнее сетка скважин. [8]
Рассмотрим влияние плотности сетки скважин на текущие фактические экономические показатели по ряду нефтяных месторождений Башкирии и Татарии. [9]
Расчеты влияния плотности сетки скважин при проницаемости 0 140 мкм2 и аналогичных варианту 3 остальных параметрах ( рис. 4.5.4, вариант 4) показали, что общие тенденции сохраняются, однако абсолютные значения параметров существенно больше. [10]
Определение влияния плотности сетки скважин на текущие и конечные показатели разработки нефтяных залежей продолжает оставаться одной из наиболее важных задач теории и практики разработки нефтяных месторождений. Наиболее веряое представление о влиянии параметров сетки скважин должен дать анализ промыслового материала. Однако на основании промысловых данных в большинстве случаев удается судить лишь о суммарном влиянии геолого-физических и технологических факторов. Получить представление о степени влияния на процесс заводнения каждого из них весьма сложно. Этим, по-видимому, и объясняется то обстоятельство, что в течение последних десятилетий не прекращаются дискуссии об оптимальной плотности сетки скважин в различных геолого-физических условиях. [11]
Проблема влияния плотности сетки скважин на нефтеотдачу является одной из основных в теории разработки нефтяных месторождений. [12]
При изучении влияния плотности сетки скважин на уровень добычи жидкости и нефтеотдачу представляется целесообразным сопоставление опытных полей по следующим безразмерным зависимостям; 1 / изменение компенсации отбора жидкости закачкой воды; 2 / изменение удельного коэффициента приемистости нагнетательных скважин; изменение коэффициентов охвата пласта заводнением и равномерности заводнения пласта по мощности [10]; 3 / изменение темпов отбора нефти и жидкости, обводненности добываемой жидкости, водонефтяного фактора, текущей нефтеотдачи. [14]
Для изучения влияния плотности сетки скважин на технико-экономические показатели разработки в условиях повышенной вязкости нефти и неоднородности пластов Арланского месторождения, а также выбора оптимальной плотности сетки скважин поставлен специаль ный промысловый эксперимент на Новохазинской площади. [15]