Вопрос 2. Классификация и условия применения различных систем разработки. Параметры системы разработки

На практике системы разработки нефтяных месторождений различают по двум наиболее характерным признакам:

1) наличию или отсутствию воздействия на пласт с целью извлечения нефти из недр;

2) расположению скважин на месторождении.

По этим признакам классифицируют системы разработки нефтяных месторождений. Можно указать четыре основных параметра, которыми характеризуют ту или иную систему разработки.

1. Параметр плотности сетки скважин Sc, равный площади нефтеносности, приходящейся на одну скважину, независимо от того, является скважина добывающей или нагнетательной.

Если площадь нефтеносности месторождения равна S, а число скважин на месторождении n, то

Sc = S/n.

Размерность [Sc] =м2/скв. В ряде случаев используют параметр Scд равный площади нефтеносности, приходящейся на одну добывающую скважину.

2. Параметр А. П. Крылова Nкр, равный отношению извлекаемых запасов нефти N к общему числу скважин на месторождении:

Nкр = N/n

Размерность параметра [Nкр] =т/скв.

3. Параметр , равный отношению числа нагнетательных скважин к числу добывающих скважин :

Параметр с о безразмерный.

4. Параметр , равный отношению числа резервных скважин, бурящихся дополнительно к основному фонду скважин на месторождении к общему числу скважин. Резервные скважины бурят с целью вовлечения в разработку частей пласта, не охваченных разработкой в результате выявившихся в процессе эксплуатационного его разбуривания не известных ранее особенностей геологического строения этого пласта, а также физических свойств нефти и содержащих ее пород (литологической неоднородности, тектонических нарушений, неньютоновских свойств

нефти и т. д.). Если число скважин основного фонда на месторождении составляет n, а число резервных скважин , то

= / n. (1.4)

Параметр безразмерный.

Применяют следующую классификацию систем разработки нефтяных месторождений:

1. Системы разработки при отсутствии воздействия на пласты. 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 четырехточечной (рис. 2) или трехточечной (рис. 3) сетке. В тех же случаях, когда предполагается определенное перемещение водонефтяного и газонефтяного разделов, скважины располагают с учетом положения этих разделов (рис. 4).

Параметр плотности сетки скважин Sc может изменяться в очень широких пределах для систем разработки без воздействия на пласт (от 1—2 до 25-64 м2 /скв).

Параметр Nкр также изменяется в довольно широких пределах. В некоторых случаях он может быть равен одному или нескольким десяткам тысяч тонн нефти на скважину, в других —доходить до миллиона тонн нефти на скважину.

5. Для равномерной сетки скважин средние расстояния l между скважинами

(см. рис. 2) вычисляют по следующей формуле:

l = a

где l—в м; а — коэффициент пропорциональности; Sc —в м2/скв.

, естественно, равен нулю, а параметр может составлять в принципе 0,1—0,2, хотя резервные скважины в основном предусматривают для системы с воздействием на нефтяные пласты.

Date: 2015-07-27; view: 2752; Нарушение авторских прав