Схема при режиме растворённого газа. — КиберПедия 

Наброски и зарисовки растений, плодов, цветов: Освоить конструктивное построение структуры дерева через зарисовки отдельных деревьев, группы деревьев...

Организация стока поверхностных вод: Наибольшее количество влаги на земном шаре испаряется с поверхности морей и океанов (88‰)...

Схема при режиме растворённого газа.

2017-06-13 873
Схема при режиме растворённого газа. 0.00 из 5.00 0 оценок
Заказать работу

Если предполагается, что нефтяное месторождение будет разрабатываться в основной период при режиме растворенного газа, для которого характерно незначительное перемещение водонефтяного раздела, т.е. при слабой активности законтурных вод, то применяют равномерное, геометрически правильное рас­положение скважин по четырех- (рис. 2, а) или трехточечной (рис. 2, б) сетке. В тех же случаях, когда предполагается опре­деленное перемещение водонефтяного и газонефтяного разде­лов, скважины располагают с учетом положения этих разделов (рис. 3).

Рис. 2. Расположение скважин по четы­рех- (а) и трехточечиой (б) сеткам:

1 - условный контур нефтеносности; 2 - добывающие скважины

Рис. 3. Расположение скважин с учетом водо- и газонефтяного разделов:

1 - внешний контур нефтеносности;

2 - внутренний контур нефтеносности;

3 - добывающие скважины;. 4 - внеш­ний контур газоносности; 5 - внутрен­ний контур газоносности

 

Параметр плотности сетки скважин Sc может изменяться в очень широких пределах для систем разработки без воздейст­вия на пласт. Так, при разработке месторождений высоковязких нефтей (вязкостью в несколько тысяч 103 Па×с) он может со­ставлять 1-2×104 м2/скв. Нефтяные месторождения с низко­проницаемыми коллекторами (сотые доли мкм2) разрабатывают при Sc = 10¸20×104 м2/скв. Конечно, разработка как место­рождений высоковязких нефтей, так и месторождений с низко­проницаемыми коллекторами при указанных значениях Sc может быть экономически целесообразной при значительных толщинах пластов, т.е. при высоких значениях параметра А.П. Крылова или при небольших глубинах залегания разраба­тываемых пластов, т.е. при небольшой стоимости скважин. Для разработки обычных коллекторов Sc = 25 ¸ 64×104 м2/скв.

При разработке месторождений с высокопродуктивными трещиноватыми коллекторами Sc может быть равен 70¸ 100×104 м2/скв. и более.

Системы разработки нефтяных месторождений без воздейст­вия на пласты применяют редко, в основном в случае длительно эксплуатируемых сильноистощенных месторождений, разработ­ка которых началась задолго до широкого развития методов за­воднения (до 50-х гг.); при разработке сравнительно небольших по размерам месторождений с активной законтурной водой, мес­торождений, содержащих сверхвязкие неглубоко залегающие нефти, или месторождений, сложенных низкопроницаемыми глинистыми коллекторами

 

12. При каком режиме рекомендуется геометрически правильное расположение скважин по четырехточечной (нарисовать схему) или трехточечной (нарисовать схему) сетке. Объяснить причины.

 

Если предполагается, что нефтяное месторождение будет разрабатываться в основной период при режиме растворенного газа, для которого характерно незначительное перемещение водонефтяного раздела, т.е. при слабой активности законтурных вод, то применяют равномерное, геометрически правильное рас­положение скважин по четырех- (рис. 2, а) или трехточечной (рис. 2, б) сетке. В тех же случаях, когда предполагается опре­деленное перемещение водонефтяного и газонефтяного разде­лов, скважины располагают с учетом положения этих разделов (рис. 3).

Рис. 2. Расположение скважин по четы­рех- (а) и трехточечиой (б) сеткам:

1 - условный контур нефтеносности; 2 - добывающие скважины

Рис. 3. Расположение скважин с учетом водо- и газонефтяного разделов:

1 - внешний контур нефтеносности;

2 - внутренний контур нефтеносности;

3 - добывающие скважины;. 4 - внеш­ний контур газоносности; 5 - внутрен­ний контур газоносности

 

Параметр плотности сетки скважин Sc может изменяться в очень широких пределах для систем разработки без воздейст­вия на пласт. Так, при разработке месторождений высоковязких нефтей (вязкостью в несколько тысяч 103 Па×с) он может со­ставлять 1-2×104 м2/скв. Нефтяные месторождения с низко­проницаемыми коллекторами (сотые доли мкм2) разрабатывают при Sc = 10¸20×104 м2/скв. Конечно, разработка как место­рождений высоковязких нефтей, так и месторождений с низко­проницаемыми коллекторами при указанных значениях Sc может быть экономически целесообразной при значительных толщинах пластов, т.е. при высоких значениях параметра А.П. Крылова или при небольших глубинах залегания разраба­тываемых пластов, т.е. при небольшой стоимости скважин. Для разработки обычных коллекторов Sc = 25 ¸ 64×104 м2/скв.

При разработке месторождений с высокопродуктивными трещиноватыми коллекторами Sc может быть равен 70¸ 100×104 м2/скв. и более.

Системы разработки нефтяных месторождений без воздейст­вия на пласты применяют редко, в основном в случае длительно эксплуатируемых сильноистощенных месторождений, разработ­ка которых началась задолго до широкого развития методов за­воднения (до 50-х гг.); при разработке сравнительно небольших по размерам месторождений с активной законтурной водой, мес­торождений, содержащих сверхвязкие неглубоко залегающие нефти, или месторождений, сложенных низкопроницаемыми глинистыми коллекторами

 

13. Какие параметры плотности сетки скважин при разработке высоко-вязких нефтей или нефтяные месторождения с низкопроницаемыми коллекторами.

 

Параметр плотности сетки скважин Sc — площадь объекта разработки, приходящаяся на одну скважину. Если площадь нефтеносности месторождения равна S, а число добывающих и нагнетательных скважин на месторождении n, то

Размерность — м2/скв. В ряде случаев используют параметр равный площади нефтеносности, приходящейся на одну добывающую скважину.

Под сеткой скважин понимают сеть, по которой размещаются добывающие и нагнетательные скважины на эксплуатационном объекте. Правильный выбор сетки скважин—важнейшее звено в обосновании рациональной системы разработки объекта. Поскольку затраты на бурение скважин—одна из наибольших частей капитальных затрат на разработку месторождения, необходимо предотвращать бурение лишних скважин, т. е. переуплотнение сетки. В то же время количество скважин должно быть достаточным для обеспечения необходимых темпов добычи нефти и возможно более высокого коэффициента извлечения нефти. Следовательно, необходимо обосновывать оптимальную сетку скважин.

Для каждого эксплуатационного объекта, поскольку он геологически неоднороден и в целом его строение индивидуально, должна создаваться и индивидуальная сетка скважин, неравномерная по площади объекта в соответствии с изменчивостью его строения

 

Выбранную для конкретного объекта с учетом всех факторов плотность сетки называют оптимальной. На основании опыта разработки нефтяных залежей установлено, что для обеспечения при вытеснении нефти водой возможно более высокой нефтеотдачи на объектах с менее благоприятной геолого-промысловой характеристикой необходимо применять более плотные сетки основного фонда скважин. Ориентировочно могут быть даны следующие рекомендации по выбору плотности основной сетки для разных геологических условий.

Сетки добывающих скважин плотностью 60—40 га/скв (от 700х800 до 600х700 м)—для залежей с особо благоприятной характеристикой: с очень низкой относительной вязкостью нефти (менее 1), с достаточно высокой проницаемостью монолитного пласта, особенно при трещинном типе карбонатных коллекторов и массивном строении залежей.

Сетки добывающих скважин плотностью 30—36 га/скв (от 600х650 до 500х600 м) —для залежей пластового типа с благоприятной характеристикой: с низкой относительной вязкостью пластовой нефти (1—5), с проницаемостью коллекторов более 0,3—0,4 мкм2, при сравнительно однородном строении эксплуатационного объекта.

Сетки добывающих скважин или нагнетательных и добывающих вместе в зависимости от разновидности заводнения плотностью 20—25 га/скв (от 500х550 до 400х400 м)—для залежей нефти в геологически неоднородных пластах при относительной вязкости нефти до 4—5, а также при повышенной относительной вязкости нефти (до 15—20) даже при высокой проницаемости пластов.

Сетки нагнетательных и добывающих скважин плотностью менее 16 га/скв (менее 400х400 м)—для залежей с неоднородным строением или с низкой проницаемостью пластов, а также для залежей с высокой относительной вязкостью нефти (до 25—30) и залежей, требующих ограничения отбора жидкости из скважин в связи с образованием конусов воды или газа, неустойчивостью пород-коллекторов и т. д.

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.

Для оценки фактической плотности сетки скважин применяют несколько показателей:

1. Средняя плотность сетки всего фонда пробуренных скважин на объекте разработки в целом:

Sобщ.д+н=Sобщ/(Nд + Nн)

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

Sобщ.д+н=Sобщ/Nд

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

Sг.р.д+н=Sг.р/(Nд + Nн)

4. Средняя плотность сетки добывающих скважин в зоне отбора:

Sз.о.д=Sз.о./Nд

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

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

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

 

14. Системы разработки с воздействием на пласты. Чем производится воздействие на пласты.

 

Законтурное - нагнетательные скважины располагаются за контуром нефтеносности. Применяется для небольших залежей с хорошими коллекторскими свойствами.

Приконтурное – нагнетательные скважины располагаются на некотором удалении от контура нефтеносности в пределах водонефтяной части залежи. Условия применения те же, что и для законтурного заводнения, но при значительной ширине водонефтяной зоны. Внутриконтурное заводнение - имеет целый ряд разновидностей:

Блоковое заводнение - нефтяную залежь разрезают на полосы (блоки) рядами нагне-тательных скважин, в пределах которых размещают ряды добывающих скважин такого же направления. Ширину блоков выбирают от 4 до 1,5 км в соответствии с коллекторскими свойствами пласта. Количество рядов добывающих скважин в блоке – 3 (трехрядное) и 5 (пятирядное заводнение).

Разновидностями блокового заводнения являются:

осевое заводнение - для узких вытянутых залежей;

центральное заводнение - для небольших залежей круглой формы;

кольцевое заводнение - для больших круглых залежей;

очаговое и избирательное заводнение - для усиления воздействия на слабо выработанные участки залежи.

Барьерное заводнение - применяется для изоляции газовой шапки от нефтяной части залежи.

Площадное заводнение - разновидность внутриконтурного заводнения, при котором в условиях общей равномерной сетки скважин нагнетательные и добывающие скважины чередуются в строгой закономерности, установленной проектным документом на разра-ботку. Эта система разработки обладает большей активностью по сравнению с вышеука-занными системами и наиболее широко применяется на месторождениях НГДУ. Применяют несколько вариантов формы сеток и взаимного расположения нагнетательных и добывающих скважин, при которых системы разработки характеризуются различной активностью, т.е. разной величиной отношения количеств нагнетательных и добывающих скважин. Самыми распространенными являются 5-точечная, 7-точечная и 9-точечная системы, расстояния между скважинами 300, 400, 500, 600 и 700 м.

 

2.1. Системы с законтурным воздействием (заводнением). На рис. 4 в плане и в разрезе показано расположение добывающих и нагнетательных сква­жин при разработке нефтяного месторожде­ния с применением за­контурного заводнения. Здесь два ряда добыва­ющих скважин пробу­рены вдоль внутренне­го контура нефтеносно­сти. Кроме того, имеет­ся один центральный ряд добывающих сква­жин.

Рис. 4. Расположение сква­жин при законтурном заводне­нии:

1- нагнетательные скважи­ны; 2 - добывающие скважи­ны; 3 - нефтяной пласт; 4 -внешний контур нефтеносно­сти; 5 - внутренний контур нефтеносности

 

Помимо параметра Sc для характеристики систем с законтурным заводнением мож­но использовать дополнительные параметры, такие, как рассто­яние между контуром нефтеносности и первым рядом добываю­щих скважин l01, первым и вторым рядом добывающих скважин l12 и т.д., а также расстояния между добывающими скважинами 2sC. Нагнетательные скважины расположены за внешним конту­ром нефтеносности. Размещение трех рядов добывающих сква­жин (см. рис. 4) характерно для сравнительно небольших по ширине месторождений. Так, при расстояниях между рядами, а также между ближайшим к контуру нефтеносности рядом и самим контуром нефтеносности, равных 500-600 м, ширина месторождения b составляет 2-2,5 км. При большей ширине месторождения на его нефтеносной площади можно располо­жить пять рядов добывающих скважин. Однако дальнейшее увеличение числа рядов скважин, как показали теория и опыт разработки нефтяных месторождений, нецелесообразно. При числе рядов добывающих скважин больше пяти центральная часть месторождения слабо подвергается воздействию закон­турным заводнением, пластовое давление здесь падает, и эта часть разрабатывается при режиме растворенного газа, а затем после образования ранее не существовавшей (вторичной) газовой шапки - при газонапорном. Естественно, законтурное за­воднение в данном случае окажется малоэффективным воздейст­вием на пласт.

Системы разработки нефтяного месторождения с применени­ем законтурного заводнения, как и все системы с воздействием на пласт, отличаются от систем без воздействия на пласт, как правило, большими значениями параметров Sc и NКР, т.е. более редкими сетками скважин. Эта особенность при воздействии на пласт связана, во-первых, с получением больших дебитов сква­жин, чем при разработке без воздействия на пласт, что позво­ляет обеспечить высокий уровень добычи нефти из месторожде­ния в целом меньшим числом скважин. Во-вторых, она объясня­ется возможностью достижения при воздействии на пласт боль­шей нефтеотдачи и, следовательно, возможностью установления больших значений извлекаемых запасов нефти, приходящихся на одну скважину.

Параметр w для систем с законтурным заводнением колеблется в широких пределах от 1 до 1 /5 и менее.

Параметр wР для всех систем разработки нефтяных место­рождений с воздействием на пласт колеблется примерно в пре­делах 0,1-0,3.

 

2.2. Системы с внутриконтурным воздействием, получившие в нашей стране наибольшее развитие при разработке нефтяных месторождений, используют не только при воздействии на пласт путем заводнения, но и при других технологиях разра­ботки, применяемых с целью повышения нефтеотдачи пластов.

Подразделяются эти системы на рядные и площадные сис­темы.

2.2.1. Рядные системы разработки. Разновидность их — бло­ковые системы. При этих системах на месторождениях, обычно в направлении, поперечном их простиранию, располагают ряды добывающих и нагнетательных скважин. Практически применя­ют одно-, трех- и пятирядную схемы расположения скважин, представляющие собой соответственно чередование одного ряда добывающих скважин и ряда нагнетательных скважин, трех ря­дов добывающих и одного ряда нагнетательных скважин, пяти рядов добывающих и одного ряда нагнетательных скважин. Более пяти рядов добывающих скважин обычно не применяют, так как в этом случае в центральной части полосы нефтеносной площа­ди, заключенной между рядами нагнетательных скважин, воздействие на пласт заводнением ощущаться практически не будет, в результате чего произойдет падение пластового давле­ния с соответствующими последствиями.

Число рядов в рядных системах нечетное вследствие необ­ходимости проводки центрального ряда скважин, к которому предполагается стягивать водонефтяной раздел при его переме­щении в процессе разработки пласта. Поэтому центральный ряд скважин в этих системах часто называют стягивающим рядом.

Однорядная система разработки. Расположение сква­жин при такой системе показано на рис. 5. Рядные системы разработки необходимо характеризовать уже некоторыми иными параметрами (помимо указанных четырех основных). Так, поми­мо расстояния между нагнетательными скважинами 2sН и рас­стояния между добывающими скважинами 2sС следует учитывать ширину блока или полосы LП (см. рис. 5).

 

Рис. 5. Схема расположения скважин при однорядной системе разработки:

1 - контур нефтеносности; 2 - нагнетательная скважина; 3 - добывающая сква­жина; 4 - элемент однорядной системы разработки

Параметр плотности сетки скважин Sc и параметр NКР для одно-, трех- и пятирядной систем могут принимать примерно та­кие же или большие значения, что и для систем с законтурным заводнением. Параметр w для рядных систем более четко выражен, чем для системы с законтурным заводнением. Однако он может коле­баться в некоторых пределах. Так, например, для рассматривае­мой однорядной системы w»1. Это значит, что число нагнета­тельных скважин примерно (но не точно!) равно числу добыва­ющих, поскольку число этих скважин в рядах и расстояния 2sН и 2sС могут быть различными. Ширина полосы при использова­нии заводнения может составлять 1-1,5 км, а при использова­нии методов повышения нефтеотдачи - меньшие значения.

Поскольку в однорядной системе число добывающих скважин примерно равно числу нагнетательных, то эта система очень интенсивная. Эту систему используют при разработке низкопроницаемых, сильнонеоднородных пластов с целью обеспечения более высокого темпа разработки и охвата пластов воздействием, а также при проведении опытных работ на месторождениях по испытанию технологии методов повыше­ния нефтеотдачи пластов, поскольку она обеспечивает возмож­ность быстрого получения тех или иных результатов.

Элемент однорядной системы разработки показан на рис. 6. При этом шахматному расположению скважин (см. рис. 5) соответствуют нагнетательная скважина 2 и добывающая сква­жина 3.

Рис. 6. Элемент однорядной системы разработки:

1 - элемент; 2 - "четверть" добывающей скважины; 3 -"четверть" нагнетательной скважины

Трех- и пятирядная системы.

Для трех- и пятирядной систем разработки имеет значение не только ширина полосы LП, но и расстояния между нагнета­тельными и первым рядом добывающих скважин l 01, между пер­вым и вторым рядом добывающих скважин l 12 (рис. 7), между вторым и третьим рядом добывающих скважин для пятирядной системы l 23 (рис. 8). Ширина полосы LП зависит от числа рядов добывающих скважин и расстояния между ними. Если, напри­мер, для пятирядной системы l 01= l 12= l 23=700 м, то LП = 4,2 км.

 

Рис. 7. Расположение скважин при трехрядной системе разработки:

1 - условный контур нефтеносности; 2 - до­бывающие скважины; 3 — нагнетательные сква­жины; 4 - элемент трехрядной системы

 

 

Для трехрядной системы w = 1/3, а для пятирядной w= 1/5. При значительной приемистости нагнетательных сква­жин по трех- и пятирядной системам число их вполне обеспе­чивает высокие дебиты жидкости добывающих скважин и высо­кий темп разработки месторождения в целом. Конечно, трехряд­ная система более интенсивная, нежели пятирядная, и обеспечивает определенную возможность повышения охвата пласта воздействием через нагнетательные скважины путем раздельной закачки воды или других веществ в отдельные пропластки. В то же время при пятирядной системе имеются большие, по сравне­нию с трехрядной, возможности для регулирования процесса разработки пласта путем перераспределения отборов жидкости из отдельных добывающих скважин.

 

Рис. 8. Расположение скважин при пятирядной системе разработки:

1 - 3 - см. рис. 7

На рис. 9 показан элемент трехрядной системы. Соответству­ющим образом выделяется элемент пятирядной системы разра­ботки.

 

Рис. 9. Элемент трехрядной сис­темы разработки:

1 — "четверть" добывающей сква­жины; 2 - одна добывающая скважина; 3 - "четверть" нагне­тательной скважины

2.2.2. Системы с площадным расположением скважин. Рас­смотрим наиболее часто используемые на практике системы разработки нефтяных месторождений с площадным расположе­нием скважин: пяти-, семи- и девятиточечную.

Пятиточечная система (рис. 10). Элемент системы представляет собой квадрат, в углах которого находятся добыва­ющие скважины, а в центре - нагнетательная. Для этой систе­мы отношение нагнетательных и добывающих скважин состав­ляет 1: 1, w = 1.

Рис. 10. Расположение скважин при пятиточечной системе разработки:

1- условный контур неф­теносности; 2, 3 - скважи­ны соответственно нагне­тательные и добывающие

Семиточечная система (рис. 11). Элемент системы представляет собой шестиугольник с добывающими скважинами в вершине и нагнетательной в центре. Добывающие скважины расположены в углах шестиугольника, а нагнетательная - в центре. Параметр w = 1/2, т.е. на одну нагнетательную сква­жину приходятся две добывающие.

 

Рис. 11. Расположение скважин при семиточечной системе разработки:

1—3 - см. рис. 10

Девятиточечная система (рис. 12). Соотношение на­гнетательных и добывающих скважин составляет 1:3, так что w = 1/3.

Рис. 12. Расположение скважин при девятиточечной системе разработки:

1—3 ~ см. рис. 10

Самая интенсивная из рассмотренных систем с площадным расположением скважин пятиточечная, наименее интенсивная девятиточечная. Считается, что все площадные системы "жест­кие", поскольку при этом не допускается без нарушения геомет­рической упорядоченности расположения скважин и потоков движущихся в пласте веществ использование других нагнета­тельных скважин для вытеснения нефти из данного элемента, если нагнетательную скважину, принадлежащую данному элементу,нельзя эксплуатировать по тем или иным причинам.

Преимущество системы с площадным расположением скважин - возможность более рассредото­ченного воздействия на пласт в процессе разработки сильнонеоднородных по площади пластов.

Преимущество рядных систем - их боль­шая гибкость по сравнению с системами с площадным располо­жением скважин, больший охват пласта воздействием по вертикали. Таким образом, рядные системы предпочтительны при разработке сильнонеоднородных по вер­тикальному разрезу пластов.

3. Скважинно-трещинные системы разработки. Использование скважин с горизонтальными стволами при разработке сильнослоистых пластов, особенно таких, где отдельные проницае­мые прослои отделены друг от друга непроницаемыми перемыч­ками, может привести к значительному снижению нефтеотдачи ввиду того, что горизонтальными слоями вскрываются в лучшем случае лишь отдельные прослои пласта, а из остальных нефтенасыщенных слоев нефть не извлекается.

Одним из выходов из этой трудности является применение таких наклонно направленных скважин, стволы которых, буду­чи не вполне горизонтальными, вскрывают все прослои пласта. Однако эффективность таких скважин по сравнению с обычны­ми вертикальными скважинами невелика, так как площади дре­нирования ими отдельных прослоев останутся небольшими.

Преодолеть описанную выше трудность позволяет массовое проведение на месторождении гидравлического разрыва пласта (ГРП) как в вертикальных, так и в наклонно направленных скважинах. В этом случае на месторождении будет создана осо­бая система разработки, которую можно назвать скважинно-трещинной системой разработки.

ГРП - это специальная технологическая операция по воздей­ствию, в первую очередь, на прилегающую к стволу скважины зону пласта ("призабойную зону"), при осуществлении которой в скважине, в пределах продуктивного пласта, создается высо­кое давление путем закачки в пласт загущенной жидкости. Под действием высокого давления в породах пласта образуются тре­щины. В большинстве случаев при этом создаются трещины, рассекающие пласт в вертикальном направлении ("вертикаль­ные трещины"), имеющие значительную протяженность (поряд­ка 100 м и более) в горизонтальной плоскости. В процессе гид­равлического разрыва пласта обычно получает наибольшее рас­пространение одна вертикальная трещина, развивающаяся в две стороны от скважины.

Ориентация такой трещины в горизонтальной плоскости зависит от направления главных компонент естественного напряжения в горных породах пласта. Эти направления обычно сохраняются (остаются неизменными во времени) на значи­тельных площадях в пределах месторождений.

 

Рис. 15. Схемы обычной однорядной (в) и скважинно-трещинной (б) систем рас­положения скважин:

1- добывающие скважины; 2 - оставшаяся в пласте нефть; 3 - обводненная об­ласть пласта; 4 - нагнетательные скважины; 5 - вертикальные трещины

В настоящее время известны методы инструментального оп­ределения ориентации трещин. Это позволяет, в свою очередь, создавать системы разработки, при которых осуществляется прямолинейное вытеснение нефти водой.

На рис. 15, а показана схема продвижения водонефтяного контакта на некотором участке с однорядной схемой расположе­ния скважин, а на рис. 15, 6 - то же, но при наличии верти­кальных трещин, распространившихся в обе стороны от сква­жин перпендикулярно к направлению вытеснения нефти водой, т.е. в скважинно-трещинной системе разработки. Охват пласта воздействием, а следовательно, и конечная нефтеотдача (см. рис. 15, 6) будут выше, чем в случае, представленном на рис. 15, а.

 

15. Системы с законтурным воздействием (заводнением). На каких место-рождениях производится законтурное воздействие (нарисовать схему). Расстояние между рядами, максимальное число рядов.

 

2.1. Системы с законтурным воздействием (заводнением). На рис. 4 в плане и в разрезе показано расположение добывающих и нагнетательных скважин при разработке нефтяного месторождения с применением законтурного заводнения. Здесь два ряда добывающих скважин пробурены вдоль внутреннего контура нефтеносности. Кроме того, имеется один центральный ряд добывающих скважин.

Рис. 4. Расположение скважин при законтурном заводнении:

1- нагнетательные скважины; 2 - добывающие скважины; 3 - нефтяной пласт; 4 -внешний контур нефтеносности; 5 - внутренний контур нефтеносности

 

Помимо параметра Sc для характеристики систем с законтурным заводнением можно использовать дополнительные параметры, такие, как расстояние между контуром нефтеносности и первым рядом добывающих скважин l01, первым и вторым рядом добывающих скважин l12 и т.д., а также расстояния между добывающими скважинами 2sC. Нагнетательные скважины расположены за внешним контуром нефтеносности. Размещение трех рядов добывающих скважин (см. рис. 4) характерно для сравнительно небольших по ширине месторождений. Так, при расстояниях между рядами, а также между ближайшим к контуру нефтеносности рядом и самим контуром нефтеносности, равных 500-600 м, ширина месторождения b составляет 2-2,5 км. При большей ширине месторождения на его нефтеносной площади можно расположить пять рядов добывающих скважин. Однако дальнейшее увеличение числа рядов скважин, как показали теория и опыт разработки нефтяных месторождений, нецелесообразно. При числе рядов добывающих скважин больше пяти центральная часть месторождения слабо подвергается воздействию законтурным заводнением, пластовое давление здесь падает, и эта часть разрабатывается при режиме растворенного газа, а затем после образования ранее не существовавшей (вторичной) газовой шапки - при газонапорном. Естественно, законтурное заводнение в данном случае окажется малоэффективным воздействием на пласт.

Системы разработки нефтяного месторождения с применением законтурного заводнения, как и все системы с воздействием на пласт, отличаются от систем без воздействия на пласт, как правило, большими значениями параметров Sc и NКР, т.е. более редкими сетками скважин. Эта особенность при воздействии на пласт связана, во-первых, с получением больших дебитов скважин, чем при разработке без воздействия на пласт, что позволяет обеспечить высокий уровень добычи нефти из месторождения в целом меньшим числом скважин. Во-вторых, она объясняется возможностью достижения при воздействии на пласт большей нефтеотдачи и, следовательно, возможностью установления больших значений извлекаемых запасов нефти, приходящихся на одну скважину.

Параметр w для систем с законтурным заводнением колеблется в широких пределах от 1 до 1 /5 и менее.

Параметр wР для всех систем разработки нефтяных месторождений с воздействием на пласт колеблется примерно в пределах 0,1-0,3.

 

16. Системы с внутриконтурным воздействием. Как подразделяются эти системы. Рядные системы разработки. Их разновидность (нарисовать схему).

Основные виды внутриконтурного заводнения.

При внутриконтурном заводнении поддержание или восстановление баланса пластовой энергии осуществляется закачкой воды непосредственно в нефтенасыщенную часть пласта

В России применяют следующие виды внутриконтурного заводнения:

блоковое заводнение;

барьерное заводнение;

разрезание на отдельные блоки самостоятельной разработки;

сводовое заводнение;

очаговое заводнение;

площадное заводнение.

Блоковое заводнение- рядами нагнетающих скважин залежь разбивается на блоки. Обычно ряды ряды нагнетательных скважин располагаются в крест простирания структуры. Ширина блоков 3-4 км. Внутри блоков располагаются ряды добывающих скважин. Кол-во рядов может быть три, пять, семь. Обычно семи и более рядные системы применяются редко из-за сложности компенсации отбора нефти, закачкой воды в центральных рядах, которые наз-ся стягивающие. Блоковое заводнение применяют преимущественно на крупных месторождениях.Ширина блоков при плохой проницаемости меньше. Блоковое заводнение часто применяют совместно с законтурным. В западной Сибири с начала разработки применяют в основном блоковое заводнение.

Модификация блочно-замкнутой системы –когда блоки замыкаются нагнетательными скважинами со всех сторон. Кроме того из числа рядных применяются еще однорядные системы, т.е. ряд нагнетательных скважин и ряд добывающих.

Сводовое заводнение. При нем ряд нагнетательных скважин размещают на своде структуры или вблизи него. Если размеры залежи превышают оптимальные, то это заводнение сочетают с законтурным. Сводовое заводнение подразделяется на: осевое, кольцевое и центральное.

Осевое заводнение-предусматривает поддержание пластового давления путем расположения нагнетательных скважин вдоль длинной оси структуры. Полагают, что такой метод заводнения может быть избран в связи со значительным ухудшением проницаемости в периферийной части залежи или с резко ухудшенной проницаемостью в законтурной части.

Кольцевое заводнение. Кольцевой ряд нагнетательных скважин с радиусом, приблизительно равным 0,4 радиуса залежи, разрезает залежь на центральную и кольцевую площади.

Центральное заводнение как разновидность кольцевого (вдоль окружности радиусом 200 – 300 м размещают 4 – 6 нагнетательных скважин, а внутри ее имеется одна или несколько добывающих скважин).

Очаговое заводнение в настоящее время применяется в качестве дополнительного мероприятия к основной системе заводнения. Оно осуществляется на участках залежи, из которых в связи с неоднородным строением пласта, линзовидным характером залегания песчаных тел и другими причинами, запасы нефти не вырабатываются. Когда пробурено много скважин, детально изучено геологическое строение месторождения и выявлена прерывистость продуктивных пластов или их выклинивание, наличие линз. Нагнетательные скважины располагают так, чтобы обеспечить выработку незатронутых разработкой участков.

Избирательное заводнение применяется в случае залежей с резко выраженной неоднородностью пластов, на небольших залежах, сложного геологического строения. Особенность этого вида заводнения заключается в том, что в начале скважины бурят по равномерной квадратной сетке без разделения на эксплуатационные и нагнетательные, а после исследования и некоторого периода разработки из их числа выбирают наиболее эффективные нагнетательные скважины.

Месторождение буриться по треугольной или квадратной сеткой, на основе комплексного анализа, ГИС, результатов испытаний выбирают скважины лучше принимающие воду и используют их под ППД

Барьерное. На месторождениях с газовой шапкой нагнетательные скважины располагают по внутреннему контуру газоносности, тем самым отсекая газовую часть от нефтяной. Что позволяет одновременно разрабатывать обе части пласта.

Площадное заводнение характеризуется рассредоточенной закачкой воды в залежь по всей площади ее нефтеносности. Площадные системы заводнения по числу скважино-точек каждого элемента залежи с расположенной в его центре одной добывающей скважиной могут быть четырех-, пяти-, семи- и девятиточечные, также линейные (рис. 4).

 

2.2. Системы с внутриконтурным воздействием, получившие в нашей стране наибольшее развитие при разработке нефтяных месторождений, используют не только при воздействии на пласт путем заводнения, но и при других технологиях разра­ботки, применяемых с целью повышения нефтеотдачи пластов.

Подразделяются эти системы на рядные и площадные сис­темы.

2.2.1. Рядные системы разработки. Разновидность их — бло­ковые системы. При этих системах на месторождениях, обычно в направлении, поперечном их простиранию, располагают ряды добывающих и нагнетательных скважин. Практически применя­ют одно-, трех- и пятирядную схемы расположения скважин, представляющие собой соответственно чередование одного ряда добывающих скважин и ряда нагнетательных скважин, трех ря­дов добывающ


Поделиться с друзьями:

Механическое удерживание земляных масс: Механическое удерживание земляных масс на склоне обеспечивают контрфорсными сооружениями различных конструкций...

Эмиссия газов от очистных сооружений канализации: В последние годы внимание мирового сообщества сосредоточено на экологических проблемах...

Кормораздатчик мобильный электрифицированный: схема и процесс работы устройства...

Своеобразие русской архитектуры: Основной материал – дерево – быстрота постройки, но недолговечность и необходимость деления...



© cyberpedia.su 2017-2024 - Не является автором материалов. Исключительное право сохранено за автором текста.
Если вы не хотите, чтобы данный материал был у нас на сайте, перейдите по ссылке: Нарушение авторских прав. Мы поможем в написании вашей работы!

0.109 с.