Газовая залежь

В случае запечатанной (т.е. изолированной от других пород-коллекто­ров) залежи газа скважины следует располагать равномерно по пло­щади с использованием той или иной системы расстановки. Выбор интервала перфорации в этом случае не оказывает существенного влияния на показатели разработки (рис. 34а).

В случае, когда газовая залежь подстилается подошвенной водой, рекомендуется интервал перфорации располагать как можно дальше от начального положения ВНК, т.е. в верхней части разреза (рис. 34 б).

Рис. 34-Расположение скважин по площади при разработке газовой залежи: а — запечатанная газовая залежь. Метод разработки — режим газовой шапки; б — газовая залежь, подстилаемая подошвенной водой. Метод разработки — сочетание режима газовой шапки и водонапорного режима

Нефтяная залежь

В случае нефтяной залежи с подошвенной водой расположение сква­жин должно учитывать форму залежи и водонефтяного контакта. Такое расположение скважин часто называют батарейным. Число та­ких батарей и количество скважин в каждой из них зависит от вели­чины запасов месторождения. При этом в средней части залежи обыч­но следует располагать так называемый разрезающий ряд добываю­щих (или нагнетательных) скважин (рис. 35 а).

В случае запечатанной нефтяной залежи с высоким углом падения пластов, добывающие скважины обычно располагаются в нижней ча­сти структуры по равномерной трех- или четырехточечной сетке с предпочтительно низким интервалом перфорации (рис.35б).

Рис. 35-Расположение скважин по площади при разработке нефтяной залежи [4]: а— нефтяная залежь, подстилаемая подошвенной водой. Метод разработки— естественный водонапорный режим; б— запечатанная нефтяная залежь. Метод разработки — сочетание режима растворенного газа и гравитационного режима

Такое расположение скважин обеспечивает благоприятные условия эксплу­атации в силу следующих причин:

1. при снижении пластового давления ниже давления насыщения газ, первоначально растворенный в нефти, выделяется из не­фти преимущественно в призабойной зоне скважин и в выше­лежащих частях залежи, создавая тем самым более или менее благоприятные условия добычи в условиях режима растворен­ного газа;

1. гравитационные силы при таком расположении скважин помо­гают вязкостным силам и увеличивают приток нефти к сква­жинам, в то время как газ, в силу проявления тех же вязкост­ных сил, движется вверх по восстанию пластов. В некоторых случаях такой процесс добычи приводит к образованию вто­ричной газовой шапки.

Рис.36-Расположение скважин по площади при разработке нефтяной залежи с газовой шапкой: а — запечатанная нефтяная залежь с газовой шапкой. Метод разработки — режим газовой шапки. Интервал перфорации — в нижней части разреза; б — нефтяная залежь с газовой шапкой и подо­швенной водой. Метод разработки — сочетание режима газовой шапки и естественного водонапорного режима. Интервал перфорации — в нижней части разреза, ближе к ВНК

Нефтяная залежь с газовой шапкой

В случае изолированной нефтяной залежи с газовой шапкой распо­ложение скважин должно учитывать начальное положение газонеф­тяного контакта (ГНК) (рис.36а). Также, как и в случае нефтя­ной залежи, подстилаемой подошвенной водой, в купольной части залежи, вдоль длинной ее оси, следует пробурить центральный ряд добывающих скважин. Интервал перфорации должен располагаться в нижней части продуктивной толщи.

Подобного рода соображения могут быть использованы при рас­становке скважин на нефтяной залежи с газовой шапкой и подошвенной водой, но с одним существенным отличием: интер­вал перфорации в этом случае должен находиться в нижней части структуры и ближе к ВНК, чем к ГНК (рис.36б).