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)