Cтраница 3
На всех месторождениях рабочие ( в том числе и абсолютные) дебиты скважин увеличиваются по направлению от крыльев к своду структур, за исключением ( Крыловское, Расшеватское месторождения), когда коллекторы на сводовых участках размыты или выклиниваются. Степень изученности их в зависимости от плотности скважин по различным месторождениям изменяется по-разному. В целом информация о коллекторе в зависимости от плотности скважин изменяется по гиперболической зависимости ( см. главу III), но чем сильнее изменяются коллекторские свойства и мощность пласта по площади, тем положе гипербола и тем меньше наклон ее к оси, на которой откладывается число скважин. [31]
В естественных условиях при заводнении нефтяных пластов размещение скважин часто определяется существующей сеткой пробуренных скважин. Однако интересно сравнить преимущества различных схем размещения, исходя из теоретических соображений. При линейных системах прямоугольной и шахматной сетками скважин продуктивная площадь, приходящаяся на одну скважину, составит da, или da / 2 на нагнетательную скважину и da / 2 на эксплуатационную скважину. Плотность скважин при пятиточечном размещении составляет: одна скважина на / 2ж2или А2 / 2м2 на нагнетательную скважину и столько же на эксплуатационную скважину. [32]
В естественных условиях при заводнении, нефтяных пластов размещение скважин часто определяется суицествующей сеткой пробуренных скважин. Однако интересно сравнить преимущества различных схем размещения, исходда из теоретических соображений. При линейных системах пряшоугольной и шахматной сетками скважин продуктивная плопдадь, приходящаяся на одну скважину, составит da, или da / 2 ша нагнетательную скважину и da / 2 на эксплуатационную сквзажину. Плотность скважин при пятиточечном размещении составляет: одна скважина на d2M2ttim 42 / 2м2 на нагнетательную скважину и столько же на эксплуатационную скважину. [33]
Количество их в нефтедобывающих районах исчисляется несколькими десятками тысяч. Только в АНК Башнефть фонд скважин составляет свыше 37000, из них 31 % эксплуатируется более 20 лет. По данным Б.В. Анисимова и А.Г. Пухова [1988], плотность скважин на разведочных площадях Восточного Татарстана колеблется от 4 8 до 58 7 скв. От плотности скважин зависит и плотность других нефтепромысловых сооружений. [34]
Отсутствуют исчерпывающие доказательства, что, уменьшая количество скважин, дренирующих нефтяной пласт, против обычно существующих на практике, можно заметно повысить или понизить возможную суммарную промышленную или физическую нефтеотдачу. Форма кривых зависимости физически или промышленно возможной суммарной нефтеотдачи от плотности скважин на продуктив - ной площади оконча - тельно не установлена. Предельные точки на кривых зависимости [ суммарная добыча - размещение скважин g установлены аксиома - § тически. При нулевой плотности скважин сум - марная добыча, физи - чески и промышленно возможная, является нулевой. [35]
Анализ показывает, что для постоянного вскрытия продуктивного пласта вытесняющая способность определяется в основном комплексным безразмерным параметром размещения скважин. Последний является отношением фактического среднего расстояния между скважинами к мощности нефтяной зоны, умноженным на корень квадратный из отношения проницаемости по вертикали к горизонтальной проницаемости. Эффективность вытеснения непрерывно уменьшается с ростом параметра размещения скважин ( фиг. При значении этого параметра выше 3 5 эффективность вытеснения меняется обратно пропорционально квадрату параметра размещения или прямо пропорционально плотности скважин. [36]
Одним из возможных способов изучения влияния плотности сетки скважин на цефтеотдачу пласта является сравнительный анализ статистических данных о конечной нефтеотдаче по различным месторождениям, разработанным эксплуатационными скважинами, размещенными по сетке различной плотности. Американский нефтяной институт попытался исследовать эту проблему и на основании анализа разработки 103 месторождений пришел к заключению, что определенной зависимости между плотностью размещения скважин и конечной нефтеотдачей для рассмотренных залежей не наблюдается. Более глубокий анализ уже 206 месторождений США, истощенных более чем наполовину, позволил Ф. А. Гришину сделать иной вывод, из которого следует, что-с увеличением плотности скважин коэффициент нефтеотдачи, как правило, увеличивается. [37]
В пределах Советского Союза насчитывается более 20 областей прогибания с мощностью осадочного чехла, значительно превышающей 4 5 км. Мы рассматриваем лишь те из них, на которых проводится глубокое бурение. Они входят в состав Волго-Уральской, Прикаспийской, Днепровско-Припятской, Северо-Кавказского - Ман-гышлакской и Южно-Каспийской нефтегазоносных провинций, а также Ферганской, Предкарпатской и Черноморской нефтегазоносных областей. Наибольшая разбурен-ность ( более 50 м / км2) на территории Терско-Сунженского НГР, где пробурено более 200 скважин с плотностью 23 км2 / скв. Весьма высокая степень изученности характерна и для Антиповско-Щерба - ковской зоны поднятий Камышинского НГР Нижневолжской нефтегазоносной области, где плотность скважин 53 км2 / скв. [38]
Степень выдержанности пласта играет важную роль во всех типах моделей заводнения. Если она контролируется стратиграфическими изменениями или есть выклинивания, то увеличение плотности сетки скважин может оказаться необходимым для оптимизации экономических показателей. Это значит, что выбранную в начале модель заводнения необходимо будет поменять или трансформировать после уплотнения сетки скважин. В этом случае одна из площадных систем разбуривания, такая как лобовая линейная рядная, 5-точечная или обратная 9-точечная схема, будет предпочтительней. В случае когда степень выдержанности пласта контролируется разрывным нарушением, система разработки должна быть гибкой, с тем чтобы можно было пробурить дополнительные скважины или перевести добывающие в нагнетательные после установления границ нарушения. В этом случае предпочтительно применить обратную 9-точечную схему, обеспечивающую максимальную гибкость схемы размещения скважин. Система разработки, выбранная без учета неоднородности пласта, является наиболее сложной проблемой заводнения с точки зрения диагностики, а меры по исправлению ситуации в этом случае очень сложны. Это происходит из-за трудностей изменения первоначальной схемы разбуривания за счет уплотняющего бурения, если плотность скважин оказалась неоптимальной. Кроме того, дополнительная неопределенность в коэффициенте охвата усложняет экономическую ситуацию за счет снижения коэффициента успешности. [39]