Характеристика сеток скважин

1. По типу рядов:

при расположении скважин по рядной сетке различают ряды:

- незамкнутые (прямые), секущие залежь до контура

- замкнутые (кольцевые)

2. По геометрической форме:

равномерные сетки могут быть квадратные и треугольные

скважины в равномерно-переменных сетках располагаются в шахматном порядке.

3. По взаимному расположению скважин и темпу ввода в эксплуатацию сетки скважин могут быть: сгущающимися или ползущими.

-скважины первой очереди

-скважины второй очереди

4. По плотности сетки скважин основного фонда:

Плотность сетки добывающих скважин - важнейшая характеристика системы разработки залежи. Под ней понимают – отношение площади зоны отбора к числу пробуренных в ее пределах добывающих скважин.

Плотность сетки скважин характеризуется 3-мя показателями:
-расстоянием между соседними скважинами, м

-расстоянием между рядами скважин, м
- удельной площадью, приходящейся на 1 скважину – га/скв

При равномерной сетке:

- расстояние между скважинами одинаковые ­– lд=lн (400*400)

- удельная площадь определяется при квадратной сетке – S=l², при треугольной сетке – S=l²/ 1,075

При равномерно-переменной:

- расстояние между рядами и скважинами различное и характеризуется показателями - lскв.д, * l ряд. доб.,* l ряд доб-нагн;

- поэтому сетка может иметь разные характеристики – 400*500*600

По плотности сетки скважин основного фонда подразделяются:

1.Весьма редкие, плотностью 100-42 га/скв или 600*700–900*1100м применяются при монолитном строении коллектора, большой толщине, низкой вязкости и высоких ФЕС

2.редкие по плотности сетки 40-30 га/скв или 500*600-600*650 для залежей разного типа, с вязкостью не >5мПа*с, с высокой проницаемостью коллектора > 0,3-0,4мкм²

3.средние по плотности сетки 28-16 га/скв или 500*500-400*400 – для залежей с относительной неоднородностью коллекторов, с повышенной вязкостью нефтей (до 20), со средними ФЕС

4.плотные сетки скважин – менее 16га/скв или < 400*400м – залежи с неоднородным строением коллекторс невыдержанными толщинамис высокой вязкостью нефти >20мПА*с, с низкой проницаемостью пластов.

Известно, что в результате разбуривания залежи, на геологическом объекте существует неравномерная сетка скважин, отвечающая геологическому строению залежи – оптимальная или фактическая.

Для оценки плотности фактических сеток скважин применяют следующие показатели:

1. Средняя плотность сетки всего фонда скважин – ρд+н= Sзал /(Nд +Nн)

2. Средняя плотность сетки добывающих скважин – ρд= Sзал /Nд

3. Средняя плотность сетки добыв. скважин в зоне отбора – ρд= Sзоны отб. /Nд

Площадь зоны отбора определяется в пределах радиуса влияния доб. скв.

Кроме этого сетку скважин характеризуют еще удельными извлекаемыми запасами, приходящимися на каждую скважину:

Qд+н = Qизв / Nд +Nн –

удельные запасы на 1 скважину, при учете всего фонда скважин

Qд = Qизв / Nд – при учете фонда добывающих скважин

Показатель (Qд+н) может изменяться в пределах 30-300 т.т./скв., для предприятий в Пермском крае принят примерно равным 100т.т./скв. , т.е. при проектировании сетки исходят из величины запасов на объекте с учетом отбора каждой скважиной за весь срок работы до 100 т.т.

В настоящее время широкое применение находят горизонтальные скважины с проложением ствола в пределах продуктивного горизонта до 500-600м. Преимущество таких скважин при удачной проводке позволяет увеличить дебит в 3-5 раз, по сравнению с вертикальными. Объекты рекомендуемые для бурения горизонтальных стволов – пласты с небольшой мощностью, неоднородные, низкопроницаемые, зоны неподсредственно под ВНК или ГНК.