Система размещения и плотность сеток скважин

Для вертикальных скважин рекомендуются следующие системы (схемы) размещения:

- равномерное,

- неравномерное (купольное),

- кустовое, блочно-кустовое;

Для горизонтальных скважин-

- продольное,

- поперечное,

- продольно-кустовое и кустовое.

Предлагается также смешанное размещение для вертикальных и горизонтальных скважин.

Равномерное размещении газовых скважин может быть только в том случае, если газоносный пласт имеет постоянную толщину по всей площади (в природе такой идеальный вариант практически трудно встретить) и постоянные емкостные и фильтрационные параметры.

Целесообразнее расположить скважины в центральной (сводовой) части залежи. Но со временем такое групповое расположение создает неблагоприятные условия эксплуатации для центральных скважин из-за образования депрессионной воронки, а для отдаленных участков залежи значительных сопротивлений, связанных с расстоянием от контура питания до этих скважин.

Неравномерность распределения давления будет существенно зависеть как от дебитов каждой скважины, так и от отбора из залежи.

Влияние формы сетки размещения газовых скважин было проанализировано Б.Б. Лапуком.

С точки зрения снижения сопротивления (т.е. потерь давления), по его мнению, целесообразнее располагать скважину так, чтобы стороны дренирования были равноудалены от скважины, т.е. предпочтение отдается кругу, квадрату, шестиугольнику, но не прямоугольнику с сильно отличающимися сторонами.

Влияние расстояния между вертикальными скважинами (плотность сеток) на их производительность в первом приближении может быть сведено к оценке доли геометрии зоны дренирования в общем фильтрационном сопротивлении.

Выбор расстояния между скважинами на ранней стадии разработки нефтяных и газовых месторождений изучался путем увеличения числаскважин на кольцевой батарее и изменения при этом добычи нефти (газа) как по каждой скважине, так и по батарее в целом.

Согласно Б.Б. Лапуку, между числом скважин и продолжительностью разработки газовой залежи имеется определенная закономерность, и она очень близка к гиперболической зависимости.

При равномерном размещении скважин удельная площадь, приходящаяся на одну скважину, будет определяться формулой

(4)

где F — общая площадь газоносности; n – число скважин.

При неравномерном размещении скважин газоносная площадь может быть разделена на несколько участков с различным числом скважин и, следовательно, с различными удельными площадями. Величину F_i можно выразить через площадь круга, т.е

, откуда Rп = (F/π)0.5

(5)

где R_п — радиус контура питания скважины (внешней границы дренируемой зоны).

Естественно, что для горизонтальной скважины новая конструкция ствола создала новую геометрию дренирования. Принятая для вертикальных скважин форма сетки расположения не вписывается в зону, дренируемую горизонтальной скважиной. Поэтому форма сетки размещения горизонтальных скважин в большинстве исследований принята в виде полосообразного (вместо кустового для вертикальных стволов) пласта с постоянными фильтрационно - емкостными свойствами (ФЕС).

Форма зоны дренирования существенно зависит от совершенства горизонтальной скважины по вскрытию полосообразного пласта. Для снижения величин фильтрационного сопротивления необходимо, чтобы горизонтальный ствол полностью вскрывал полосообразную залежь.

Форма сетки и тип скважин (вертикальный или горизонтальный) выбираются, исходя из положения газоводяного (при наличии оторочки газонефтяного) контакта, толщины пласта (пропластков), последовательности их залегания при значительных различиях проницаемостей, удельных запасов, а также непроницаемых слоев между пластами.

На направление горизонтального ствола и на тип скважины сильно влияют направление и густота трещин в трещиноватых коллекторах.

По мнению С.Н. Закирова (1998 г) в теории и практике разработки газовых месторождений широкое распространение получили следующие системы размещения скважин:

- равномерное по квадратной или треугольной сетке;

- в виде кольцевых батарей или цепочек скважин; в центральной (сводовой) части залежи;

- в виде кустов;

- неравномерное размещение скважин на площади газоносности

С точки зрения теории проектирования разработки под равномерной сеткой понимается такая система размещения скважин на площади газоносности, когда в процессе разработки не образуется депрессионной воронки, т.е. пластовые давления вдали от каждой скважины примерно одинаковы и близки к среднему р_пл на соответствующий момент.

Тогда динамика дебитов газовых скважин определяется изменением во времени среднего р_пл по залежи в целом. Геометрически равномерной сетке удовлетворяет условие достаточной однородности пласта по коллекторским свойствам.

В случае существенной неоднородности пласта под равномерной сеткой размещения можно понимать такую, при которой выполняется соотношение

(6)

где q_i – дебит i-й скважины; aW_i – газонасыщенный объем дренирования i-й скважины. При переменных во времени дебитах в (6) подставляются значения соответствующих добытых количеств газа по каждой скважине.

Размещение разведочных скважин может значительно влиять на систему размещения добывающих скважин (РДС). Поэтому на практике наиболее распространена схема неравномерного размещения скважин.

На сетку РДС влияют поверхностные условия.

Таким образом, равномерное размещение скважин (РРС) рекомендуется при разработке в условиях газового режима и значительной однородности продуктивного пласта по коллекторским свойствам.

В этих условиях пластовые давления в каждый момент изменяются от точке к точке пласта незначительно и близки к среднему р_пл. Дебиты скважин, при прочих равных условиях, определяются р_пл.

Поэтому дебиты скважин при РРС больше, чем при других сетках. Это означает что и необходимое число скважин оказывается минимальным.

При РРС давления на устьях скважин близки между собой и падают медленнее, чем при других схемах. Следовательно, отодвигаются сроки ввода КС, установок искусственного холода. Вместе с тем при РРС увеличивается протяженность газосборных сетей и промысловых коммуникаций.

Размещение скважин в виде кольцевых батарей (РСКБ) или цепочек используется при проектировании систем разработки с поддержанием пластового давления закачкой сухого газа или воды.

При РСЦ и РСКБ быстрее падают забойные и устьевые давления и дебиты скважин, раньше требуется ввод дополнительных скважин.

Газосборные системы и промысловые коммуникации отличаются компактностью.

Обосновывается и подтверждается расчетами целесообразность размещение добывающих скважин в наиболее продуктивных зонах, в частности, в центральной купольной части (РСЦЗ) месторождения.

Основные доводы в пользу этой системы расположения скважин следующие.

Продлевается период безводной эксплуатации скважин (особенно в «сухом поле», где отсутствует контурная вода и лучшие коллекторские свойства пласта). Однако конечное число скважин, время ввода и потребная мощность ДКС зависят от «глубины» сформировавшейся общей депрессионной воронки.

Если коллекторские свойства пласта улучшаются к своду структуры, то, например, при РСЦЗ необходимое число скважин может получиться меньше по сравнению с другими вариантами.

При водонапорном режиме(ВР) предпочтение нельзя сразу отдать ни одной из рассматриваемых систем размещения скважин.

При ВР имеет значение не только система размещения скважин на площади газоносности, но и характер их размещения на структуре и особенности вскрытия продуктивных отложений.

Преимущества РРС перед РСЦЗ – в результате более высоких р_пл в первом случае дебиты скважин могут оказаться большими (на момент равенства отобранных количеств газа, необходимое число скважин-меньшим, увеличивается срок бескомпрессорной эксплуатации).

Система РРС при ВР (как и при газовом) может оказаться предпочтительной при резкой литологической изменчивости продуктивных отложений. Эта система способствует приобщению к дренированию выклинивающихся пластов и пропластков, увеличению конечного коэффициента газоотдачи (КГО).

При любой системе размещения скважин по площади газоносности следует стремиться к приобщению всего продуктивного разреза к разработке. Это предотвратит преждевременное обводнение и выбытие некоторых скважин из эксплуатации, будет способствовать получению наибольшего коэффициента газоотдачи, а также повышению дебитов скважин и замедлению темпов падения их во времени.

Только учет всей наличной информации, исследование различных вариантов размещения скважин обеспечат обоснованный выбор оптимальной системы разработки.

Все сказанное для газового месторождения применимо для газоконденсатного при разработке его в режиме истощения.

Однако, варианты размещения скважин, приводящие к образованию глубокой общей депрессионной воронки, с точки зрения конденсатоотдачи, менее эффективны. Добыча конденсата снижается во времени интенсивнее по сравнению с равномерным снижением р_пл по всей продуктивной площади (С.Н. Закиров, 1983).

Для разработки газоконденсатных скважин с ППД обратной закачкой сухого газа в пласт (сайклинг-процесс) имеются определенные рекомендации.

Так, М. Маскет считает, что цепочки или батареи добывающих и нагнетательных скважин следует располагать на возможно больших расстояниях друг от друга для достижения наибольшего коэффициента охвата процессом вытеснения по площади.

Наилучшие результаты достигаются при размещении скважин вблизи границ пласта. Однако при этом не учитывается предстоящий период разработки на истощение, при котором эти скважины быстро обводнятся. Кроме того, увеличение расстояний между добывающими и нагнетательными скважинами приводит к значительным потерям давления в пласте, а значит к ретроградным потерям конденсата.

Эти недостатки в значительной мере устраняются, если добывающие и нагнетательные скважины располагать по пятиточечной или семиточечной схемам (как при заводнениинефтянных месторождений).

Некоторые исследователи предлагают размещать нагнетательные скважины на своде, а добывающие – на периферии структуры. При этом за счет разности плотностей сухого и жирного газов можно достичь увеличение коэффициента охвата.

Однако расположение добывающих скважин на периферии вследствие неравномерности дренирования по толщине и неоднородности пласта по коллекторским свойствам может привести их к преждевременному обводнению.

Расположение же нагнетательных скважин (НС) на периферии создает «барьер» давления, который препятствует поступлению воды в залежь.

При ППД закачкой воды в пласт можно рассматривать различные варианты размещения НС, так же, как при разработке нефтяных месторождений. Возможно ППД законтурным заводнением и различными разновидностями внутриконтурного заводнения.

 

⇐ Предыдущая1234Следующая ⇒

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: