Промысловая документация 5 страница

11.4. Основные стадии разработки и их характеристика

Анализ состояния разработки длительно эксплуатируемых месторождений как в нашей стране, так и за рубежом показал, что в этом процессе можно выделить четыре стадии (рис.67).

Первая стадия характеризуется разбуриванием залежи (эксплуатационного объекта) основным фондом добывающих и

-271

нагнетательных скважин, число которых устанавливается в соответствии с технологической схемой разработки. На этой стадии приступают к освоению систем поддержания пластового давления. Другими словами, первая стадия разработки - это ста­дия промышленного освоения эксплуатационного объекта (за­лежи). Она характеризуется резким наращиванием добычи нефти при незначительной обводненности продукции. Для этой стадии характерен в основном фонтанный способ эксплуатации, она заканчивается получением максимального уровня добычи нефти.

Вторая стадия - это стадия стабилизации достигнутого максимального отбора нефти, она характеризуется разбуриванием эксплуатационного объекта оставшимися (по проекту) добы­вающими и нагнетательными скважинами. Скважины в основном эксплуатируются фонтанным способом, но к концу стадии начи­нается их перевод на механизированный способ эксплуатации. В продукции скважин наблюдается увеличение обводненности. В течение этой стадии пластовое давление начинает стабилизироваться, для этой цели принимаются дополнительные меры по его поддержанию. В течение первой и второй стадии разработки отбирается 40-70 % извлекаемых запасов нефти; обе стадии составляют основной период разработки.

Третья стадия характеризуется значительным снижением добычи нефти. Для нее характерен перевод последних из оставшихся фонтанирующих скважин на механизированный способ эксплуатации. В продукции скважин отмечается резкое увеличение ее обводненности, за счет чего часть добывающих скважин выбывает из числа действующих. Ежегодно добыча нефти снижается на 10-15 %. Из-за значительного уменьшения отборов нефти пластовое давление не только стабилизируется, но и постепенно растет. К концу описываемой стадии отбирается 80-90 % извлекаемых запасов нефти.

Четвертая стадия разработки характеризуется небольшими, постепенно снижающимися дебитами нефти. Все добывающие скважины переведены на механизированный способ эксплуатации, продукция отличается высокой обводненностью. Благодаря высокому пластовому давлению создаются условия для форсированного отбора жидкости, что позволяет значительно увеличить отборы жидкости (в 2-3 раза), а следовательно, и добычу нефти. В связи с продолжающимся обводнением дебиты нефти к концу стадии значительно уменьшаются. Четвертая стадия - это завершающая стадия разработки. Третья и четвертая стадии разработки, характеризующиеся падением добычи нефти, составляют поздний период разработки.

-272-

11.5. Системы разработки многопластовых месторождений

Различают многопластовые и однопластовые нефтяные и газо­вые месторождения. Многопластовым следует называть такое месторождение, на котором отдельные залежи приурочены к пластам, занимающим самостоятельное положение в разрезе, характеризующимся индивидуальными геолого-физическими свойствами, физико-химическими свойствами нефтей и размерами залежей и разделенными, между собой толщами непродуктивных пород большей или меньшей мощности.

При проектировании разработки однопластового месторож­дения решается вопрос о вводе в разработку одной залежи (одного эксплуатационного объекта). При вводе в разработку мно­гопластового месторождения необходимо решить задачу - в каком порядке следует вовлекать в эксплуатацию выявленные залежи продуктивных пластов. С этой целью изучаются все продуктивные пласты, оцениваются содержащиеся в них запасы нефти и газа, дебиты, фильтрационные характеристики, физико-химические и товарные свойства нефти и газа. Комплексная геологопромыс-ловая оценка всех залежей позволяет выбрать соответствующий порядок ввода их в разработку. Существует три варианта систем разработки многопластовых месторождений: 1) сверху вниз;

2) снизу вверх; 3) комбинированная.

Система разработки сверху вниз применялась с момента возникновения нефтяной промышленности и продолжалась при­мерно до середины 20-х годов нашего столетия. Бурение велось ударным способом, скважиной вскрывался лишь верхний гори­зонт, выявляемый разведочными работами в разрезе многоплас­тового месторождения (рис.68). Разведку нижележащих гори­зонтов, характеризующихся обычно большими запасами нефти, лучшей производительностью скважин удавалось проводить обычно уже после истощения и выработки верхнего горизонта. Такая система разработки, во-первых, не позволяла оценить в це­лом ресурсы месторождения, выявить наиболее продуктивные пласты. Во-вторых, разведка и разработка месторождений затяги­валась на долгие годы, наращивание добычи происходило очень медленными темпами. В-третьих, значительно увеличивался метраж эксплуатационных колонн, что приводило к значительному росту капитальных вложений и себестоимости нефти.

Система разработки снизу вверх начала применяться с момента внедрения новой технологии - вращательного бурения, позволяющего первыми разведочными скважинами вскрывать весь нефтегазоносный разрез (или его большую часть) и

18 Каналин

-273-

Рис.68. Схема разработки многопластового нефтяного месторождения по системе сверху вниз

Рис.69. Схема разработки многопластового нефтяного месторождения по системе снизу вверх

Рис.70. Схема разработки многопластового нефтяного месторождения по комбинированной системе:

а - базисный горизонт; б - возвратный объект; I, II, III - этажи разработки

изолировать все продуктивные пласты. В этом случае эксплуатационными скважинами вначале разбуривался нижележащий горизонт, а затем поочередно все вышележащие (рис.69). Такая система разработки позволяла оценивать потенциальные ресурсы месторождения и разрабатывать вышележащие пласты путем возврата эксплуатационных скважин после истощения нижележащих горизонтов. Описываемая система дала возможность значительно уменьшить объем разведочного и эксплуатационного бурения, сократить капитальные вложения в разработку месторождения. В то же время и эта система не могла привести к быстрому увеличению добычи нефти и газа, сроки разработки месторождения в целом значительно затягивались. Естественно, что такая система разработки не обеспечивала народное хозяйство страны нефтью и газом.

Объективные условия - увеличение добычи нефти - привели к необходимости разбуривать многопластовые месторождения несколькими сериями эксплуатационных скважин. По результатам разведочных работ в пределах месторождения выделяется несколько этажей разработки, на каждый из которых планируется соответствующая серия эксплуатационных скважин. В пределах

-274-

этажа разработки выделяются эксплуатационные и возвратные объекты. Каждая серия эксплуатационных скважин может буриться как одновременно, так и последовательно, что позволяет значительно увеличить темпы добычи, уменьшить капитальные вложения, снизить себестоимость нефти и газа. Такая система разработки получила название комбинированной (рис. 70).

Что же следует называть этажом разработки эксплуатационным объектом, объектом возврата, объектом разработки? Этажом разработки следует называть один или несколько продуктив­ных пластов, эксплуатируемых одной серией эксплуатационных скважин. Разработка залежей продуктивных пластов в пределах этажа осуществляется только по системе снизу вверх. Этажи разработки могут разбуриваться по системе снизу вверх, сверху вниз, либо одновременно. В пределах этажа разработки выделяются эксплуатационные объекты и объекты возврата.

Эксплуатационным объектом называется один или группа пластов, предназначенных для одновременной самостоятельной разработки одной серией эксплуатационных скважин при обеспечении возможности регулирования разработки каждого из них отдельно. Другими словами, подразумевается, что пласты, объединенные в эксплуатационный объект, вскрываются в каждой скважине общим фильтром. Эксплуатационный объект, в который объединяется несколько залежей различных продуктивных пластов (или несколько пластов одной залежи), называют многопластовым эксплуатационным объектом.

При выделении в эксплуатационный объект неоднородного пласта большой мощности или нескольких неоднородных пластов при их разработке могут потребоваться дополнительные меро­приятия по выработке либо отдельных интервалов разреза плас­тов большой мощности, либо отдельных пластов многопластового эксплуатационного объекта. Тогда объектом разработки следует называть либо каждый пласт многопластового эксплуата­ционного объекта, либо отдельные интервалы мощного про­дуктивного пласта, по которым производятся контроль и регулирование разработки. Следовательно, эксплуатационный объект может состоять из нескольких объектов разработки.

Возвратным объектом эксплуатации называют один или несколько продуктивных пластов, на которые осуществляется возврат эксплуатационных скважин в пределах этажа разработки после окончания выработки нижележащего эксплуатационного объекта.

При разработке многопластовых месторождений большое внимание должно отводиться возможности одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) и одновременно-раздельной закачки (ОРЗ) воды в одной скважине. Для этих целей

18* -275-

применяется специальное оборудование, позволяющее в одну скважину опускать несколько рядов насосно-компрессорных труб.

Таким образом, комбинированная система разработки позво­ляет очень четко, с учетом геологопромысловых особенностей каждого многопластового месторождения запроектировать свою, соответствующую, рациональную систему разработки. Она приводит за короткие сроки к достижению необходимого уровня добычи, обеспечению минимальной себестоимости нефти и газа и достижению максимальных коэффициентов нефтегазоотдачи.

11.6. Оценка возможности объединения нескольких пластов для совместной эксплуатации

В процессе проектирования разработки этажи разработки обычно выбираются таким образом, чтобы производительность нижнего (базисного) объекта эксплуатации была гораздо выше производительности верхних (возвратных) объектов. Обычно с целью повышения эффективности разработки, увеличения производительности скважин, снижения капитальных вложений в один эксплуатационный объект объединяется значительное количество продуктивных пластов. При решении вопроса о возможности объединения нескольких пластов для совместной разработки необходимо учитывать пять групп соответствующих факторов: 1) геологопромысловые; 2) технологические; 3) техни­ческие; 4) гидродинамические; 5) экономические.

11.6.1. Геологопромысловые факторы

Эти факторы рассматриваются по следующим направлениям:

1) расчленение разреза месторождения, выделение продуктивных пластов; 2) литологическая характеристика продуктивных пластов;

3) общая, эффективная и нефтенасыщенная мощности пластов;

4) коллекторские свойства пластов по керну и материалам промысловой геофизики; 5) результаты опробования, оценка фильтрационных параметров продуктивных пластов гидродина­мическими методами, установление работающих мощностей на различных режимах (по данным дебитомеров и расходомеров);

6) физико-химические свойства нефти, газа и воды; 7) мощность промежуточных толщ между продуктивными пластами, мощность покрышек; 8) методика определения ВНК и соотношение площадей в пределах внешних контуров нефтеносности; 9) запасы

276-

нефти и газа б продуктивных пластах и их соотношение по разрезу месторождения; 10) установление первоначальных пластовых давлений в залежах и их соотношения по разрезу месторождения;

11) гидрогеологическая характеристика и режим залежей.

При рассмотрении вопроса о возможности объединения, совмещения в один объект эксплуатации нескольких продуктивных пластов кроме учета и характеристики отмеченных геологопромысловых факторов, важным моментом является также установление их количественных соотношений по смежным продуктивным пластам. При решении вопроса об объединении пластов для совместной эксплуатации в одной скважине основными качественными критериями являются:

а) одинаковые физико-химические свойства нефтей;

б) совпадение площадей залежей в плане;

в) близкие пластовые давления;

г) одинаковые режимы залежей. Рассчитывается ранговая оценка каждого сравниваемого пласта по комплексу геологопромысловых признаков.

Таким образом, на основе анализа комплекса геолого­промысловых факторов по каждому из сравниваемых пластов и их ранговой оценки дается предварительное геологопромысловое обоснование возможных вариантов объединения нескольких продуктивных пластов в эксплуатационный объект.

11.6.2. Технологические факторы

Как показал опыт выделения эксплуатационных объектов, среди этой группы факторов в основном учитываются следующие.

1. Выбор сетки эксплуатационных скважин каждого объекта эксплуатации. Как показывает опыт проектирования разработки многопластовых нефтяных месторождений, каждый эксплуатационный объект в настоящее время обычно разрезается нагнетательными скважинами на отдельные блоки с трех - или пятирядными расположениями эксплуатационных скважин. Сетка скважин обычно принимается равной 400х450; 450х500; 500х550;

550х600; 600х650; 650х700; 700х750; 750х800 м в зависимости от мощности объекта, его неоднородности. Соответственно опре­деляется количество добывающих и нагнетательных скважин.

2. Выбор метода поддержания пластового давления. При выделении эксплуатационных объектов в разрезе многопластовых нефтяных месторождений следует решать вопрос о методе поддержания пластового давления - очаговом, законтурном, внутриконтурном, площадном и т.п. При этом должны учитываться

-277

энергетическая характеристика пласта, его связь с законтурной областью, неоднородность, активность пластовых вод и т.п.

3. Контроль и регулирование разработки эксплуатационных объектов. Выбор оптимального варианта выделения эксплуатационного объекта возможен только при условии контроля и регулирования его разработки, за счет чего обеспечиваются рациональные условия его выработки. Основная задача контроля и регулирования разработки многопластовых эксплуатационных объектов заключается в максимальном извлечении нефти из недр. При этом определяются: характер профилей отдачи и притока в скважинах; количество нефти и жидкости, отобранной соответственно из каждого пласта эксплуатационного объекта;

количество закачанной воды; по мощности объекта - характер распределения жидкости по стволу скважины, характер обводнения объекта; закономерность изменения давления по его объему; параметры каждого пласта, входящего в эксплуатационный объект. В соответствии с этим решаются задачи по регулированию разработки объекта эксплуатации - закачке воды и отбору нефти; увеличению давления закачки воды;

переносу фронта нагнетания воды и т.п.

4. Возможность применения различных методов повышения нефтеотдачи. Выбор каждого эксплуатационного объекта должен предусматривать возможность применения методов повышения нефтеотдачи: закачки ПАВ, газа высоких давлений, углекислоты, пен, воды повышенной вязкости, сжигания порохов, создания движущегося очага горения и т.п.

11.6.3. Технические факторы

Среди этой группы внимание обращается на следующие факторы.

1. Способ и технические возможности эксплуатации. Учет способа эксплуатации - обязательное условие при выборе эксплуатационных объектов. Естественно, что не рекомендуется объединять в один объект эксплуатации пласты с различными способами эксплуатации, например, фонтанным и глубиннона-сосным. В зависимости от дебитов нефти, депрессий на пласт вы­бирают и соответствующее оборудование.- При этом учитывается возможность образования песчаных пробок, слом эксплуата­ционных колонн и т.п.

2. Расчет диаметра эксплуатационных колонн. Выбор и расчет диаметра эксплуатационных колонн производят в зависимости от дебитов скважин, намечаемого к спуску в них соответствующего

-278-

оборудования,.например, ЭЦН. При спуске нескольких рядов НКТ на каждый продуктивный пласт или эксплуатационный объект при ОРЭ (одновременно-раздельной эксплуатации) диаметр эксплуатационных колонн может быть увеличен до 203,2 - 254 мм.

3. Выбор диаметра насосно-компрессорных труб. Этот фактор имеет большое значение при эксплуатации как одного, так и нескольких продуктивных пластов. Например, небольшой диаметр НКТ при больших дебитах эксплуатационного объекта приведет к большим гидравлическим потерям, наоборот, слишком большой диаметр НКТ - к преждевременному прекращению фонтани-рования скважин.

4. Возможность одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ). Прежде всего рассматриваются геолого-промысловые осо­бенности пластов для оценки возможности внедрения ОРЭ, после чего детально характеризуются необходимое оборудование, разработанное соответствующими организациями, и возможность его применения на данном месторождении.

5. Изоляция обводнившихся пластов. В процессе эксплуатации многопластовых эксплуатационных объектов контурные воды постепенно подтягиваются, обводняя отдельные интервалы объекта. В этом случае решаются все варианты изоляции части таких объектов, а иногда и в целом одного из обводнившихся пластов, особенно самых нижних.

6. Выбор и применение приборов для контроля за состоянием выработки каждого пласта.

Объединение в один эксплуатационный объект пластов со значительными мощностями требует создания и использования приборов с целью контроля и регулирования разработки залежи каждого пласта, эксплуатационного объекта в целом. В этом случае должны быть выбраны определенные типы дебитомеров, расходомеров, высокочувствительных термометров, влагомеров, плотномеров, глубинных манометров, позволяющих выявить работающие мощности, распределение жидкости по стволу скважины, раздел нефть-вода в скважине и т.п.

11.6.4. Гидродинамические факторы

Среди них необходимо отметить следующие: 1) установление годовой добычи по залежи каждого пласта; 2) динамику добычи нефти по каждому пласту до конца разработки; 3) установление производительности, а затем годовой добычи объединяемых в эксплуатационный объект продуктивных пластов; 4) динамику добычи нефти, воды в целом по месторождению; 5) расчет

-279

обводнения скважин, залежей и эксплуатационных объектов;

6) продолжительность отдельных стадий разработки место­рождения; 7) определение оптимального уровня добычи нефти по месторождению с учетом ее по залежи каждого пласта, объекта эксплуатации при условии обеспечения плановых заданий.

Гидродинамические расчеты могут проводиться по методикам ВНИИ, Гипровостокнефти, Татнипинефти, УНИ. Методика гидродинамических расчетов при совместной эксплуатации нескольких пластов разработана еще недостаточно, слабо учитываются геологопромысловые особенности, взаимовлияние пластов. Совершенствование методики гидродинамических расчетов при объединении нескольких пластов в один эксплуатационный объект позволит более объективно решать вопрос о наиболее оптимальном варианте подобного совмещения.

11.6.5. Экономические факторы

В этой группе факторов прежде всего учитываются:

1) природно-климатические условия того или иного многоплас­тового месторождения (например, Западная Сибирь, Республика Коми и Краснодарский край); 2) технико-экономические (с учетом природно-климатических условий) нормативы на бурение скважин и обустройство месторождения; 3) результаты гидродинамических расчетов. После этого производят следующие расчеты.

1. Находят технико-экономические показатели разработки по каждому варианту выделения эксплуатационных объектов и всего месторождения в целом, состоящие из капитальных затрат на бурение добывающих, нагнетательных и водозаборных скважин, капитальных вложений в промысловое обустройство, а также затрат на одновременно-раздельную эксплуатацию (ОРЭ).

2. Рассчитывают себестоимость нефти, удельные капитальные вложения, приведенные затраты, прибыль за основной период разработки и за 10 лет эксплуатации с учетом энергетических затрат, амортизации скважин, амортизации прочих основных средств, расходов по: подземному ремонту скважин; ремонту наземного оборудования; поддержанию пластового давления;

подготовке нефти; сбору, транспорту и хранению нефти;

обслуживанию производства и управления; зарплате, а также отчислений на покрытие затрат по проведению геолого­разведочных работ.

3. Сопоставляются все рассчитанные варианты с учетом удельных капитальных вложений, себестоимости, приведенных затрат за первые 10 лет и за весь срок разработки месторождения.

-280-

4. Выдаются рекомендации по выбору оптимальных вариантов выделения эксплуатационных объектов в разрезе данного место­рождения с учетом минимальных удельных затрат, минимальной себестоимости при максимальном уровне добычи нефти по месторождению.

Односторонний учет только одной из этих групп не позволяет объективно решить вопрос о возможности объединения пластов для совместной эксплуатации. Кроме того, должны быть учтены соответствующие количественные показатели, опираясь на которые, можно решить вопрос об оптимальном варианте объединения нескольких пластов в эксплуатационный объект.

В результате технико-экономических расчетов устанавливаются годовые отборы по каждому из продуктивных пластов отдельности и в целом по совместно эксплуатируемым пластам при различных вариантах их объединения. Разность между суммарной добычей нефти из каждого пласта и добычей нефти при совместной эксплуатации позволяет оценить уменьшение текущей добычи нефти за счет их объединения при данном варианте совмещения в эксплуатационный объект.

Оценив разницу в добыче нефти и народнохозяйственную эф­фективность в динамике по каждому из рассмотренных вариантов разработки многопластового месторождения, можно предложить на основе учета количественных показателей вариант оптималь­ного объединения продуктивных пластов в эксплуатационные объекты либо в пределах одного этажа разработки, либо по всей продуктивной части разреза рассматриваемого месторождения.

11.7. Геологопромысловое обоснование систем разработки нефтяных и газовых залежей

11.7.1. Системы разработки без поддержания и с поддержанием пластового давления

Перед производственными организациями страны по добыче нефти поставлена важнейшая задача - обеспечить более полное извлечение нефти из недр. Для ее решения предусматриваются более эффективные методы воздействия на залежи продуктивных пластов, применение интенсивных систем разработки нефтяных и нефтегазовых залежей. Значительное внимание уделяется методам поддержания пластового давления путем закачки воды в эксплуатационные объекты. В настоящее время с применением этого метода добывается около 85 % всей нефти в стране, причем он применяется более чем на 200 месторождениях. Обобщение

-281 -

этого богатого опыта позволило создать и разработать геологопромысловые основы применения соответствующих систем разработки с применением как законтурного, так и внутриконтурного завод нения. Кроме того, имеются залежи, разработка которых проводится без поддержания пластового давления, с использованием естественного напора пластовых вод.

Поскольку системы разработки эксплуатационных объектов являются важным резервом повышения конечной нефтеотдачи, возможностям их применения в зависимости от геолого-промысловых особенностей той или иной залежи нефти посвящено значительное количество исследований.

Нефтяные залежи. Разработка нефтяных залежей осу­ществляется с применением следующих систем: 1) использование естественного напора краевых вод; 2) закачка воды в законтурную область; 3) закачка воды в пределы внешнего и внутреннего контуров нефтеносности; 4) комбинированная - сочетание законтурного и внутриконтурного заводнения. Остановимся на характеристике отмеченных систем более детально.

При развитии в залежах водонапорного режима при их разработке используется естественный напор краевых или подошвенных вод. Проявление этого режима на нефтяных залежах обычно достигается при высоких значениях коллекторских свойств, гидро-проводности, небольших значениях вязкости нефти, отсутствии фациальных замещений пласта. Фронт продвигающейся краевой воды в случае однородного строения пласта перемещается па­раллельно внешнему контуру нефтеносности. В этом случае добы­вающие скважины планируется размещать рядами параллельно внешнему контуру нефтеносности. Количество рядов скважин должно приниматься нечетное, для обеспечения возможности извлечения нефти из центральной части залежи (рис.71).

С целью предотвращения преждевременного обводнения как добывающих скважин, так и отдельных участков залежи в процес­се разработки первый ряд добывающих скважин обычно распола­гали в пределах внутреннего контура нефтеносности. Однако в этом случае за счет образования языков обводнения нефть из во-донефтяных зон извлекается в минимальных объемах, конечный коэффициент нефтеотдачи значительно уменьшается, заплани­рованная его величина не будет обеспечиваться данной системой разработки. В связи с этим в последние годы предлагается размещение добывающих скважин в пределах и системой разработки. В связи с этим в последние годы предлагается размещение добывающих скважин в пределах и водонефтяной зоны залежей. В этом случае конечный коэффициент нефтеотдачи таких объектов эксплуатации, естественно, будет увеличиваться.

- 282 -

т

Рис.71. Система' разработки нефтяных залежей с использованием естественного напора пластовых вод:

1 и 2 - контуры нефтеносности: внешний и внутренний; 3 - изогипсы пласта;

4 - добывающие скважины

ЕЗ⁷ ЕЕЗ⁵1— ^ i о I»

Максимальная нефтеотдача при запланированных 'системах разработки должна достигаться при осуществлении контроля за раз­работкой. В первую очередь производится контроль за изменени­ем пластового давления, определяется соответствующая поправ­ка на разницу между фактическим и расчетным значениями плас­тового давления, которая затем вводится во все расчеты. Боль­шое внимание отводится степени и темпам обводнения продукции в добывающих скважинах. По мере обводнения скважин первого ряда их отключают и вводят дополнительные внутренние ряды. При­мером объектов эксплуатации с такой разработкой является залежь пласта С-1 Мухановского месторождения (Самарская область).

При разработке массивных нефтяных залежей с активным напором пластовых вод наблюдается их обводнение по вертикали, по разрезу пластов. Для таких залежей характерна более высокая скорость продвижения ВНК. Для снижения скорости обводнения добывающих скважин перфорируется лишь верхняя часть нефтенасыщенной толщины пластов. При этом вырабатывается вначале нижняя часть залежи, затем последовательно лежащие выше части. Контроль за обводнением скважин показывает, что они обводняются также постепенно снизу вверх. Для улучшения выработки запасов целесообразно применять более равномерную систему размещения добывающих скважин.

2. Законтурное заводнение рекомендуется для разработки залежей шириной 4-5 км. В пределах залежи должно быть четко установлены положения внешнего и внутреннего контуров нефте­носности. Залежи должны характеризоваться однородным

-283

Рис.72. Система разработки нефтяной залежи с применением законтурного заводнения: а - симметричной сводовой, б - асимметричной сводовой, в -литологически экранированной; 1 - изогипсы пласта, 2 - внешний контур нефтеносности, 3 - линия литологического ограничения скважины, 4 - добывающие, 5 - нагнетательные

строением, высокими значениями коллекторских свойств (особен­но проницаемости и гидропроводности), малой вязкостью нефти в пластовых условиях, отсутствием фациальных замещений плас­тов, четкой гидродинамической связью между законтурной и неф­тяной частями залежи. Добывающие скважины располагаются ря­дами (батареями) параллельно внешнему контуру нефтеносности, причем рекомендуется бурить в основном в пределах внутреннего контура нефтеносности. Рекомендуется нечетное число рядов для обеспечения отборов нефти из центральной части залежи (рис.72).

При законтурном заводнении нагнетательные скважины должны быть максимально приближены к внешнему контуру нефтеносности, однако это расстояние должно составлять не менее половины расстояния между нагнетательными скважинами. При увеличении расстояния от контура нефтеносности до нагнетательных скважин будет повышаться сопротивление продвижению жидкости в продуктивный пласт, значительно увеличиваться коэффициент оттока закачиваемой воды. При расчете количества нагнетательных скважин следует пользоваться следующим соотношением:

Дата добавления: 2014-12-27