Лекция 10. Размещение в схематизированных залежах скважин основного фонда

На стадии проектирования систем разработки наши познания о залежи и коллекторе, как правило, позволяют исходить лишь из идеализированной залежи − расчетной схемы, в которой пласт считается однородным или, в лучшем случае, идеализированно неоднородным, а форма залежи либо простой геометрической фигурой (полоса, круг, кольцо, сектор), либо суммой таких простых фигур. Поэтому для определения рационального размещения скважин основного фонда и исходят из решений, полученных для однородных пластов и простых геометрических форм залежи.

Для напорных режимов при полосовой и круговой формах залежи эта проблема была исследована как при ряде упрощающих допущений, так в последние годы и в более полной постановке с применением современных вычислительных машин. Исследования показали, что в настоящее время целесообразно пользоваться формулами и графическими зависимостями, полученными при гидродинамическом исследовании проблемы в упрощенной по-

становке, поскольку они достаточно близки к более точным решениям.

Основные выводы этих исследований.

1. Существует определенное соотношение расстояний между рядами (батареями) скважин и между скважинами в рядах, при котором обеспечиваются наи­лучшие технико-экономические показатели при заданном сроке разработки (заданном среднем уровне добычи) и при заданном числе скважин.

В залежах (или её частях) полосовой формы нужна более редкая сетка скважин в первом от контура нефтеносности ряду и более плотная расстановка их в последнем ряду. В остальных рядах расстояния между скважинами и между рядами должны быть одинаковыми. Ведь скважины первого ряда эксплуатируются до обводнения лишь на первом этапе (в отличие от других), а скважины последнего ряда после обводнения всех предыдущих рядов эксплуатируются еще один этап.

3. В залежах круговой формы сетка скважин (при подвижном контуре питания с внешней стороны залежи) должна постепенно сгущаться от периферии к центру.

Практически рациональное размещение скважин определяется следующим образом.

В полосообразной залежи при одновременной работе рядов по два расстояния между ними и между скважинами в рядах должны быть одинаковы. Исключение составляют первый и последний ряды. В этом случае справедливы формулы

a = 1,05 a; a_k = 0,95 а; n = 0,88 n; n_k = 1,36 n,

a − расстояние от первого ряда до контура нефтеносности;

а − расстояние между остальными рядами;

a_к − расстояние от последнего ряда до предпоследнего;

n − число скважин в первом ряду;

n − число скважин в остальных рядах;

n − число скважин в последнем ряду.

 

Если в полосообразной залежи ряды будут работать по три одновременно, то следует воспользоваться формулами

a = 1,14а; а_к = 0,98 а; n = 0,87 n; n = 1,64 n.

В остальных рядах расстояния между скважинами и между рядами должны быть одинаковыми. Поскольку значения a , a и n мало отличаются соответственно от a и n, их в первом приближении можно брать равными и только число скважин в последнем ряду увеличивать на ¹/₃ при работе рядов по два и на 2/₃ при работе рядов по три.

В соответствии со сказанным проектирование рацио­нальных сеток добывающих скважин на полосообразных участках залежей проводят так. Задавшись наиболее вероятным для рациональной разработки залежи числом рядов k, определяют расстояния между всеми рядами по формуле

,

где d − ширина полосообразного участка при одностороннем напоре.

С помощью номограммы (рис. 10.1) по значению логарифма величины a/r находим расстояния между скважинами 2 , а следовательно, и число скважин. Затем по приведенным выше формулам определяем n , n и а , a . За радиус скважины r_с принимаем приведенный радиус, учитывающий ее несовершенство.

Пример. Разрабатывается залежь с односторонним питанием шириной d = 1500 м и длиной l =3000 м. Решено разместить три ряда эксплуатационных скважин. Ряды скважин будут эксплуатироваться по два. Приведенный радиус скважин примем r_с = 5,5 см.

Определим основное расстояние между рядами:

а = = =500 м

при этом

lg = lg = 3,95.

От точки (при значении 3,95) нижней горизонтальной шкалы номограммы проводим вертикаль до пересечения с наклонной кривой 2 (поскольку ряды работают по два). От этой точки пересечения проводим вправо горизонталь до пересечения с крайней правой шкалой, на которой читаем значение / r_с = 3,8∙10 (см. рис. 10.1).

 

Рисунок 10.1 − Номограмма расстояний между скважинами в рядах в полосообразном пласте

 

Далее вычисляем основное расстояние между скважинами в ряду 2 = 2∙3,8∙10 ∙0,055м=418 м и число скважин в нем n = l /2 = 3000/418 = 7,2. Расстояние от первого ряда скважин до контура нефтеносности равно a_t = 1,05∙500 =525 м, а расстояние от второго ряда скважин до третьего ряда будет а = 0,95∙ 500 = 475 м. Находим количество скважин в первом ряду n = 0,88n 6,3 и затем в третьем ряду п₃ = 1,36n 9. При этом расстояния между скважинами в первом ряду 2 = 500 м, в третьем ряду 2 ₃ = 300 м.

Для полного технико-экономического анализа возможных схем размещения скважин и выбора варианта с наиболее целесообразным числом скважин тем же способом следует построить сетку скважин для большего и для меньшего числа. При двустороннем напоре залежь надо разделить осевой линией, установить схему размещения скважин для половины залежи (при сложении двух внутренних рядов получим один центральный ряд с двойным числом скважин).

Для круговых залежей или для участков, которые с той или иной степенью приближения можно представить в виде кольца либо секторов круга или кольца, решение получено в виде системы трансцендентных уравнений. На их основе построена расчетная диаграмма расположения по окружностям рядов скважин. Расположение круговых рядов скважин определяем так. Задаемся числом рядов скважин. Если известен радиус внутреннего ряда, то, поделив его на радиус начального контура нефтеносности, определим соответствующее значение r_i/r_н на оси ординат. От этого значения на вертикальной оси проведем горизонтальную прямую до пересечения с кривой, номер которой соответствует числу рядов скважин, а отношение r /r наиболее близко к таковому для нашей залежи. От полученной точки проведем вертикаль, при пересечении, которой с вышележащими соответствующими кривыми на оси ординат определим радиусы всех остальных рядов (в долях от радиуса контура нефтеносности). Если радиус внутреннего ряда неизвестен, но известно, что залежь представляется полным кругом с центральной скважиной, тогда радиус внутреннего ряда определяется в точке пересечения ординаты одной из пяти нижних вспомогательных кривых с соответствующей основной кривой (рис. 10.2).

 

 

Рисунок 10.2 − Расчетная диаграмма расположения круговых рядов скважин: r − радиус контура питания; r_с − приведенный радиус скважины; r − радиус 1-го ряда скважин; − параметр плотности сетки рядов.

 

 

На горизонтальной оси рисунка 10.2 находим параметр плотности сетки скважин . Затем вычисляются lg − (r_с − приведенный радиус скважин) и значения −1 для всех рядов.

Рассмотрим номограмму, представленную на рисунке 10.2. Соединив прямой точки на первой и второй (считая слева направо) вертикальных шкалах, соответствующие вычисленным значениям, и продолжив ее до пересечения с третьей шкалой, найдем значения а для каждого ряда. Эти значения рациональны при работе рядов по одному. Чтобы получить расстояния между скважинами, наилучшие при одновременной работе двух или трех рядов, нужно от точки пересечения на крайней правой шкале провести горизонталь до наклонной кривой 1, а затем по вертикали вверх до кривых 2 или 3 вновь вернуться на шкалу . Этим путем определяют расстояния между скважинами во всех рядах.

Пример пользования диаграммой на рисунке 10.2 показан пунктирными линиями. Залежь проектируется разрабатывать пятью рядами эксплуатационных скважин. Радиус контура нефтеносности залежи r = 5000 м, радиус последнего ряда скважин r = 500 м. При этом имеем ₅ = = 0,1. Действуя, как описано выше (при r_i = r ), находим, что ₄ = 0,2 и, следовательно, r₄ = 1000 м; ₃ = 0,35 и r₃ = 1750; ₂ = 0,55 и r₂ = 2750; = 0,76 и r = 3800 м. По номограмме находим = 2,355.

Затем рассчитывается вспомогательный коэффициент

= lg − lg .

При r_c = 10 ⁴ м значение = 1,435∙10² м². Далее расстояния между скважинами в рядах (2 ) определяют по номограмме (см. рис. 10.2).

В действительности не бывает залежей с однородным пластом и с идеально круговой или полосовой формой. Поэтому скважины, уплотняющие сетку в центральных рядах, в большинстве случаев следует закладывать в резерв, а их число нужно согласовывать с числом резервных скважин, получающихся для непрерывного пласта с точки зрения достижения рентабельного предела нефтедобычи.