Коллекторами нефти и газа

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:

S_общ.д+н=S_общ/(N_д + N_н)

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

S_общ.д+н=S_общ/N_д

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

S_г.р.д+н=S_г.р/( N_д + N_н)

4. Средняя плотность сетки добывающих скважин в зоне отбора:

S_з.о.д=S_з.о./N_д

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

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

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

Q_д+н=Q_извл/(N_д+N_н)

Q_д=Q_извл/N_д

где Q_д+н и Q_д — удельные запасы на одну скважину соответственно при учете всех добывающих и нагнетательных скважин и при учете лишь добывающих скважин; Q_извл —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.

3. ФОНД СКВАЖИН ПРИ РАЗРАБОТКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Фонд скважин различного назначения

Скважины представляют собой основную составляющую системы разработки месторождения, поскольку служат:

каналами для подъема  У В и попутных компонентов  из недр,

для получения информации о залежах,

для управления процессами дренирования пластов.

Фонд скважин на месторождении (эксплуатационном объекте) подразделяется на группы по разным признакам—

37. по назначению,
38. по очередности бурения,
39. по способам эксплуатации,
40. по состоянию на отчетную дату,
41. по времени ввода в эксплуатацию и т. д. -

Количественное и качественное изменение фонда скважин во времени  по объектам и месторождениям на конец  каждого квартала отражается в специальных  отчетных документах промыслово-геологической  службы, на основании которых планово-экономическое  подразделение составляет отчет  по эксплуатации  скважин   нефтегазодобывающего   предприятия в целом.

Ниже приводится краткая характеристика фонда скважин с делением его  на группы по основным признакам.

Скважины эксплуатационного объекта (месторождения, предприятия в целом) по своему назначению подразделяются на следующие основные группы:

42. добывающие,
43. нагнетательные,
44. специальные,
45. вспомогательные.

Добывающие  скважины - предназначены для добычи нефти, газа и попутных компонентов. По большинству эксплуатационных объектов составляют наибольшую часть фонда скважин

Нагнетательные  скважины предназначены для нагнетания в пласты различных агентов с целью обеспечения эффективной разработки залежей. В зависимости от нагнетаемого агента (воды, пара, газа и др.) нагнетательные скважины называют водонагнетательными, паронагнетательными, газонагнетательными и др. При внедрении процесса внутрипластового горения нагнетательные скважины одновременно выполняют функции зажигательных. Нагнетанию воздуха в них предшествует инициирование горения в призабойной зоне пласта.

Специальные скважины предназначены для проведения различного рода исследований с целью изучения параметров и состояния залежей при их подготовке к разработке и в процессе разработки. Эту группу скважин подразделяют на две подгруппы:

-оценочные 

-контрольные скважины.

Оценочные скважины используются для оценки нефтегазонасыщенности и других параметров пластов. Их бурят по особой технологии на разных этапах освоения и разработки месторождения с отбором керна из продуктивных пластов и проведением рационального комплекса геофизических исследований для оценки начальной, текущей и остаточной нефтегазонасыщенности.

Контрольные скважины предназначены для контроля за процессами, протекающими в пластах при разработке залежей нефти и газа. В эту подгруппу скважин входят:

- пьезометрические и

- наблюдательные скважины.

Пьезометрические  скважины служат для проведения наблюдений за изменением в них пластового давления путем регистрации уровня жидкости в стволе, непосредственного измерения пластового давления глубинным манометром или замера давления на устье. Пьезометрические скважины обычно располагаются за контуром нефтеносности, т. е. в водоносной части пласта; по данным о поведении пластового давления в них составляется характеристика законтурной области. В последние годы в нефтяной промышленности к пьезометрическим стали относить и скважины, остановленные в пределах залежи для наблюдения за изменением пластового давления.