Редкая сетка - скважина
Cтраница 1
Редкие сетки скважин в СССР начали применять значительно раньше, чем в США. В СССР при расположении скважин рядами на месторождениях Волго-Уральской нефтяной области применяют разные расстояния, например 500 - 600 м между рядами и 400 - 500 м между скважинами в рядах. [1]
Такая редкая сетка скважин по Арланскому месторождению была принята с целью повысить экономическую эффективность его разработки, причем считалось, что разряжение сетки скважин не приведет к заметному снижению конечной нефтеотдачи. [2]
Ввиду редкой сетки скважин, средние запасы нефти, приходящиеся на 1 скважину в водонефтяной зоне, в несколько раз больше средних запасов, приходящихся на 1 скважину в нефтяной зоне. Отбор нефти по многим скважинам водонефтяной зоны составляет менее 10 % от геологических запасов. [3]
Применение редких сеток скважин на залежах с невысокой продуктивностью ( это относится в основном к объектам разработки месторождений Оренбургской области) создало проблемы с увеличением темпов разработки таких залежей, в результате чего ш многим из них было осуществлено уплотнение сетки скважин, а также разукрупнение эксплуатационных объектов. Добыть столь большое количество нефти оставшимися высокообводненными скважинами проблематично. Безусловно, потребуется бурение дополнительных скважин, например, На Дмитриевском, Ново-Запрудненском и др. месторождениях. El начале 90 - х годов этим же институтом были проведены исследования оптимизации плотности сетки скважин на различных стадиях проектирования и разработки нефтяных месторождений Самарской области. Были рассмотрены две группы месторожде -, ний: 1) разрабатываемые и 2) не вступившие еще в промышлен - ую разработку. При этом использовался аппарат автоматизиро - ванной программы воспроизведения истории разработки с после - яующим определением остаточных запасов нефти и их распреде-по площади залежи путем построения соответствующих карт нефтенасыщенных толщин ( первая группа) и автоматизиро-й программы определения оптимальной плотности сетки % кважин с учетом геолого-физической характеристики эксплуата - Ционных объектов и принципов аналогии. [4]
С редкой сеткой скважин Туймазинское нефтяное месторождение начали разрабатывать с 1944 г., Ромашкинское - с 1951 - 1952 гг., в то время как в США нефтяные месторождения с такой же редкой сеткой скважин начали разрабатывать лишь в 50 - х годах. В связи с этим В. Н. Щелкачев [323] отмечает, что переход к редкой сетке скважин был проведен в СССР независимо и раньше, чем в США. [5]
При очень редких сетках скважин их взаимодействие резко V уменьшается и значительно снижаются темпы разработки, при этом неизбежны существенные неоправданные потери нефти. [6]
Разбуривание месторождения редкой сеткой скважин в расчете на последующее ее уплотнение приводит к снижению темпов разработки залежи, уменьшению охвата пластов влиянием закачки воды, к потерям в добыче нефти и в конечном итоге к снижению коэффициента нефтеотдачи. Поэтому неубедительны доводы [166] о том, что применение редких сеток скважин обеспечивает не только высокий уровень добычи нефти, но и позволяет достигнуть более полного извлечения нефти, причем не только одинакового, но даже и более высокого, чем при плотных сетках скважин. [7]
При применяемых относительно редких сетках скважин невозможно создать детерминированную геологическую модель нефтяного пласта, поскольку эта модель будет резко нарушаться при всяком новом бурении скважин в точках расположения новых скважин. [8]
Понятие плотная или редкая сетка скважин в отрыве от конкретных условий месторождения ( или объекта) весьма неопределенно. Недостаточно строга и формулировка оптимальная сетка скважин. По мнению специалистов Татнефти, например, начальное размещение и уплотнение сетки скважин являются оптимальными, если они в комплексе с системой заводнения обеспечивают ввод в активную разработку ( дренирование) основных запасов нефти ( не менее 90 %) эксплуатационного объекта. Конечное уплотнение является оптимальным, если оно обеспечивает ввод в разработку всех запасов нефти эксплуатационного объекта и достижение высокой ( экономически допустимой) нефтеотдачи. [9]
Эти объекты разбурены редкой сеткой скважин 40 - 100 га / скв. [10]
При ныне применяемых относительно редких сетках скважин ( расстояния между соседними скважинами 400 - 800 м) фактическая величина непредсказуемых отклонений абсолютных отметок кровли продуктивных пластов и слоев довольно велика ( в среднем 4 м, максимально 10 м), сравнима с разрабатываемой эффективной толщиной ( у разрабатываемых нефтяных пластов средняя эффективная толщина 5 - 10 м и общая толщина 10 - 30м) и поэтому будет заметно отрицательно влиять на эффективность бурения горизонтальных скважин - на их ускоренное обводнение посторонней водой из соседних водяных пластов, на увеличение неравномерности вытеснения нефти закачиваемой водой и снижение конечной нефтеотдачи пластов. [11]
Первые критические замечания по редким сеткам скважин, запроектированным на Ромашкинском месторождении, были высказаны В. Н. Щелкачевым в конце 50 - х годов. За последние 25 - 30 лет представления об этой проблеме были далеко неоднозначными и противоречивыми. [13]
Верхнемеловые залежи разрабатываются одной редкой сеткой скважин ( 200 га на скважину) с поддержанием пластового давления законтурным заводнением. Произведенный в 1966 г. ГрозНИИ анализ разработки месторождения показал, что, несмотря на значительную добычу нефти из залежи, водо-нефтяной контакт перемещается горизонтально, параллельно начальному положению и находится в полном соответствии с изогипсами структуры. [14]
Кроме того, при редких сетках скважин требуется длительный период времени для проявления эффекта и подхода нефтяного вала к добывающим скважинам, а это может быть экономически невыгодно из-за больших разовых расходов на реализацию метода. Поэтому размещение скважин на месторождениях должно быть равномерным, площадным, однорядным, с плотностью сетки не более 12 - 16 га / скв. Многорядные системы размещения скважин, очевидно, будут непригодны для применения мицеллярных растворов, так как из-за больших фильтрационных сопротивлений для высоковязких растворов и особенно эмульсий, внутренние ряды добывающих скважин не будут реагировать на процесс и потребуется длительный период для получения всего эффекта. [15]
Страницы: 1 2 3 4