Cтраница 2
Гидродинамические расчеты показывают, что максимальные дебиты эксплуатационных и нагнетательных скважин могут быть получены при их размещении по сеткам площадного заводнения. В этом случае эксплуатационные и нагнетательные скважины как бы переплетаются друг с другом, максимально приближаясь друг к другу ( при равной средней плотности сетки скважин), и фильтрационные сопротивления между их забоями сокращаются до минимума. [16]
В начале главы IV было показано, что по фактическим данным не удается увидеть существенной разницы в характере обводнения продукции залежей, разрабатываемых при естественном водонапорном режиме и в условиях заводнения. В настоящем разделе этот вопрос рассматривается более подробно на примере залежей платформенного типа с малым соотношением вязкости нефти и воды ( 0 8 - 2 3) и со средней плотностью сетки скважин в начальном контуре нефтеносности более 20 га / скв. Такой подбор объектов позволяет в значительной мере устранить при анализе разницу в характере обводнения, обусловленную различием в вязкости нефти, плотности сеток скважин, углах падения пород. На рис. 45 по данным залежей указанного типа построены кривые зависимости накопленного отбора нефти QH от водонефтяного фактора ВНФ. На рассматриваемом рисунке разными условными обозначениями выделены кривые, характеризующие залежи, разрабатываемые при естественном водонапорном режиме, законтурном заводнении и сочетании законтурного и внутриконтурного заводнения. Кривые залежей, по которым вид заводнения в процессе разработки изменялся, на соответствующих участках имеют разные обозначения. [17]
Бурением специальных скважин вовлечены в разработку наиболее продуктивные участки водонефтяных зон Туймазинского, Шкаповского и Серафимовско-Леонидов - ского месторождений. Сейчас около 600 скважин пробурено в водонефтяных зонах залежей. Фактическая средняя плотность сетки скважин в этих зонах меняется от 154 до 36 га / скв по отдельным площадям, а в среднем составляет 98 га / скв. [18]
При построении экспериментальной зависимости уровня добычи жидкости от числа скважин по данным эксплуатации опытных полей ( рис. 11) проводилась корректировка фактиче ( жих уровней добычи жидкости по полям на продуктивную площадь, так как величины последней по опытным полям разнятся между собой. За единицу была принята площадь 1000 га. При корректировке предполагалось, что с увеличением всей площади поля до 1000 га пропорционально увеличивается и площадь зоны отбора поля, а средняя гидропроводность продуктивных пластов и средняя плотность сетки скважин на приращенной площади такие же, как и на поле. [19]
При построении экспериментальной зависимости уровня добычи жидкости от числа скважин по данным эксплуатации опытных полей ( рис. И) проводилась корректировка фактических уровней добычи жидкости по полям на продуктивную площадь, так как величины последней по опытным полям разнятся между собой. За единицу была принята площадь 1000 га. При корректировке предполагалось, что с увеличением всей площади поля до 1000 га пропорционально увеличивается и площадь зоны отбора поля, а средняя гидропроводность продуктивных пластов и средняя плотность сетки скважин на приращенной площади такие же, как и на поле. [20]
На таких площадях, как Абдрахмановская, Западно-Лениногорская, Зай-Кара - тайская, Миннибаевская, Альметьевская, Восточно-Лениногорская, расчлененность эксплуатационного объекта которых выше трех, более половины пробуренного фонда составляют дополнительные скважины. За предшествующий период из этих скважин добыт значительный объем нефти. На основе анализа и обобщения опыта разработки Ромашкинского месторождения, а также специальных геолого-геофизических исследований выяснено, что внедрение комплекса мероприятий по совершенствованию систем разработки залежей и применение новых гидродинамических и физико-химических методов воздействия на пласты позволит достичь 53 % конечной нефтеотдачи, вместо 38 % достижимой по первой генеральной схеме, в соответствии с которой средняя плотность сетки скважин принималась равной 45 га / скв. В проектных документах последних лет наряду с внедрением прогрессивных методов воздействия на пласты рекомендуется уплотнить сетку скважин до 17 6 га / скв. [21]
Проектные показатели разработки приводятся в паспорте объекта по последнему утвержденному проектному документу. С принятием нового проекта проектные показатели на последующие годы корректируются. При этом приводятся: максимальная годовая добыча нефти ( газа), жидкости и годы их достижения: максимальный объем закачки воды или других агентов и год его достижения; основной фонд скважин добывающих, нагнетательных и специальных; количество резервных скважин; количество пробуренных добывающих скважин в год достижения максимальной добычи нефти ( газа); средняя плотность сетки скважин добывающих и нагнетательных во внешнем контуре нефтегазоносности и в зоне разбуривания; плотность сетки в зоне размещения добывающих скважин; средний дебит одной добывающей скважины в год выхода на максимальную добычу; средняя приемистость нагнетательной скважины при максимальной закачке воды; удельные извлекаемые запасы нефти ( газа) на одну скважину; разновидность заводнения или другого метода воздействия; основной способ эксплуатации скважин. [22]
Как отмечалось, по мере снижения пластового и забойного давлений дебит газовых скважин уменьшается. Для большей продолжительности периода сохранения достигнутого максимального уровня добычи газа по мере снижения дебита скважин бурят и вводят в эксплуатацию дополнительные скважины. В результате фонд действующих скважин постепенно возрастает. Но и при этом средняя плотность сетки скважин остается намного меньшей, чем при разработке нефтяных залежей. После отбора 60 - 70 % извлекаемых запасов газа бурение скважин обычно прекращают. [23]
Для крупных залежей может оказаться, что одно только законтурное заводнение, если оно и возможно, не может. Тогда помимо законтурного необходимо запроектировать и внутри-контурное заводнение. Причем в этом случае залежь должна разрезаться или надрезаться рядами нагнетательных скважин на отдельные площади-участки, разработка которых может быть закончена в достаточно сжатые сроки. На некоторых залежах с низкими коллекторскими свойствами, где даже наиболее интенсивные системы воздействия с внутриконтурным разрезанием не в состоянии обеспечить нужных темпов разработки, с самого начала их эксплуатации проектируется площадное заводнение. Применение этого метода обеспечивает нужные темпы разработки даже при самых плохих коллекторских свойствах залежи. Гидродинамические расчеты показывают, что максимальные дебиты добывающих и нагнетательных скважин можно получить при их размещении-по сеткам площадного заводнения. В этом случае эксплуатационные и нагнетательные скважины как бы переплетаются друг с другом, максимально приближаясь ( при равной средней плотности сетки скважин), и фильтрационные сопротивления между их забоями сокращаются до минимума. [24]