Cтраница 3
Как видно, при низких темпах разработки нефтяных пластов фонд скважин-дублеров оказывается больше основного. В определенных условиях значительное разрежение сетки скважин и уменьшение основного их фонда мало уменьшают общий фонд бурящихся скважин. С практической точки зрения вполне понятно, что нельзя бурить новые скважины-дублеры во всех случаях вместе вышедших из строя работающих скважин, в той или иной мере не выполнивших - заданную технологическую функцию и не отобравших какую-то часть извлекаемых запасов нефти. Скважины-дублеры можно бурить только тогда, когда обоснованно предполагается, что оставшаяся часть извлекаемых запасов нефти достаточно велика и экономически вполне оправдано бурение новых скважин. [31]
Размещение скважин для применения метода возможно при любой плотности сетки - до 40 - 50 га / скв и более, так как СО2 не ухудшает условий дренирования пластов. Как и при обычном заводнении, плотность сетки скважин следует принимать в зависимости от неоднородности пластов по проницаемости и прерывистости исходя из условия более полного охвата дренированием. При разработке пластов, в которых возможна значительная гравитационная сегрегация воды и СО2 ( пласты с большой толщиной и вертикальной проницаемостью), плотность сетки скважин следует увеличивать. При решении вопросов о плотности сетки скважин следует учитывать состояние, герметичность, условия и возможную продолжительность эксплуатации нагнетательных скважин, необходимость бурить скважины-дублеры и принимать максимальные меры по защите от коррозии металла обсадных труб. [32]
Обратите внимание, что по рассмотренному 1-му варианту разработки нефтяной залежи л - общее число пробуренных скважин значительно больше, чем п % - число скважин по проектной сетке. Так получается, потому что скважины обладают ограниченной долговечностью, равной Гс 30 годам. Распределение скважин по их времени существования до их аварийного выбытия математически представляется показательным распределением, и долговечность - это среднее время существования скважин. Аварийное выбытие скважин происходит хаотически. Поэтому, если не бурить скважины-дублеры, то возникает хаотическое разрежение сетки скважин с большой потерей еще неотобранных извлекаемых запасов нефти. Общее число пробуренных скважин п было бы равно числу скважин по проектной сетке п, если бы скважины обладали достаточно большой или бесконечно большой долговечностью Тс - оо годов. [33]
После возникновения дискуссии о влиянии плотности сетки скважин на нефтеотдачу пластов ( а это было около 40 лет назад) нами была обоснована формула коэффициента сетки, учитывающая плотность сетки скважин и прерывистость пластов. Тогда же была обоснована упомянутая современная теория интерференции скважин. Примерно 30 лет назад была обоснована простая и универсальная формула дебита ячейки скважин с центральной нагнетательной и несколькими окружающими добывающими, учитывающая различие скважин по коэффициенту продуктивности и забойному давлению, а также различие под-вижностей вытесняющего агента ( обычно закачиваемой воды) и нефти в пластовых условиях, при этом различным может быть число добывающих скважин на одну нагнетательную. Тогда же была предложена универсальная формула для расчета общего дебита большой системы добывающих и нагнетательных скважин. При хаотическом аварийном выбытии скважин и, соответственно, хаотическом разрежении сетки скважин извлекаемые запасы нефти, неотобранные аварийно выбывшими скважинами, не будут отобраны соседними оставшимися в работе скважинами, потому что возникает сильная геометрическая неравномерность фильтрационного потока. Вполне логично дополнительно к коэффициенту сетки нами был предложен коэффициент надежности сетки. Этот коэффициент равен 1, если долговечность достаточно велика, теоретически бесконечно большая, или если вместо всех аварийно выбывших скважин, не отобравших свои извлекаемые запасы нефти, обязательно бурят скважины-дублеры. [34]