3.9 Размещение скважин основного фонда

На стадии проектирования систем разработки познания о залежи и коллекторе, как правило, позволяют исходить лишь из идеализированной за­лежи — расчетной схемы, в которой пласт считается однородным или, в лучшем случае, идеализированно неоднородным, а форма залежи либо простой геометри­ческой фигурой (полоса, круг, кольцо, сектор), либо суммой таких простых фи­гур. Поэтому для определения рационального размещения скважин основного фонда следует исходить из решений об оптимальном размещении скважин, полу­ченных для однородных пластов и простых геометрических форм залежи.

Для напорных режимов при полосовой и круговой формах залежи эта проб­лема была исследована как при ряде упрощающих допущений, так в последние годы и в более полной постановке с применением современных быстродействую­щих автоматических цифровых вычислительных машин. Последние исследования показали, что в настоящее время целесообразно пользоваться формулами и гра­фическими зависимостями, полученными при гидродинамическом исследовании проблемы в упрощенной постановке, поскольку они достаточно близки к более точным решениям.

Результаты исследований позволили сделать следующие выводы.

1. Установлено определенное соотношение расстояний между рядами (бата­реями) скважин и между скважинами в рядах, при котором обеспечиваются наи­лучшие технико-экономические показатели при заданном сроке разработки (заданном среднем уровне добычи) и при заданном числе скважин по сравнению с любыми другими вариантами размещения скважин. Поэтому для каждого числа скважин при заданном числе одновременно работающих батарей для данной залежи существует единственное наилучшее число всех батарей скважин. Это позволяет избежать повторения в каждом проекте большого числа различных вариантов размещения одного и того же числа скважин.

2. Установлено, что в залежах или выделенных при внутриконтурном заводнении блокахполосовой формы нужна более редкая сетка скважин в первом (от контура нефте­носности) ряду и более плотная их в последнем ряду. В остальных рядах расстояния между скважинами и между рядами должны быть одинаковыми.

Физически это объясняется тем, что скважины первого ряда эксплуатируются (до их обводнения) всего лишь один этап в отличие от других, работающих более долго (два-три этапа), а скважины последнего ряда после обводнения всех преды­дущих рядов эксплуатируются один этап (без помощи скважин других рядов).

3. Установлено, что в залежах круговой формы сгущение сетки скважин (при неподвижном контуре питания с внешней стороны залежи, например, законтурное заводнение) должно постепенно увеличиваться от периферии к центру. Помимо указанных факторов здесь сказывается то обстоятельство, что по мере продвижения водо- нефтяного контакта к центру залежи сокращается площадь разработки и умень­шается число одновременно работающих скважин.

На практике рациональное размещение скважин определяется следующим образом.

В полосообразной залежи при условии одновременной работы рядов по два расстояния между ними и между скважинами в рядах должны быть одинаковы. Исключение составляют первый и последний ряды. В этом случае справедливы формулы

a₁=1,05а; а_k = 0,95а; (3.15)

n₁ = 0,88л; n_k = 1,36л,

где a₁ — расстояние от первого ряда до контура нефтеносности; а — расстояние между остальными рядами; а_k — расстояние от последнего ряда до предпослед­него; n₁ — число скважин в первом ряду; n_k — число скважин в остальных рядах; щ — число скважин в последнем ряду.

Если в полосообразной залежи ряды будут работать по три одновременно, то следует воспользоваться значениями:

a₁ = 1,14a; а_k = 0,98а; n₁ = 0,87/г; n_k= 1,64л.

В остальных рядах расстояния между скважинами и между рядами должны быть одинаковыми. Поскольку значения a₁, а_k и n₁ мало отличаются соответ­ственно от а и л, их в первом приближении можно брать равными и только число скважин в последнем ряду увеличивать на ¹/₈ при работе рядов по два и на ²/₃ при работе рядов по три.

Поэтому следует пользоваться следующей методикой проектирования рацио­нальных сеток добывающих скважин на полосообразных участках залежей.

Задавшись наиболее вероятным для рациональной разработки залежи числом рядов, определяем расстояния между всеми рядами по формуле

EMBED Equation.3 (3.16)

где d — ширина полосообразного участка при одностороннем напоре.

С помощью номограммы (рисунок 3.3) по значению а*/г_с находим расстояния между скважинами 2σ_i, а следовательно, и число скважин. Затем по приведенным формулам определяем n₁, n_k и a₁, а_k. За радиус скважины г_с принимаем приве­денный радиус, учитывающий ее несовершенство.

Пример. Имеется залежь с односторонним питанием шириной d = 1500 м и длиной 3000 м. Решено разместить три ряда эксплуатационных скважин. Ряды скважин будут эксплуатироваться по два. Приведенный радиус скважин примем r_с = 5,5 см,

От соответствующей точки нижней горизонтальной шкалы номограммы (рисунок 3.3) проводим вертикаль до пересечения с наклонной кривой 2 (ряды работают по два); от этой точки пересечения проводим вправо горизонталь до пересечения с крайней правой шкалой, на которой читаем значение а σ_i /r_с = 3,8∙10³. Откуда находим 2σ = 2∙3,8∙10³∙0,055 м = 418 м; n = l/2σ = 3000/418 ≈ 7,2; а₁ = 1,052∙500= 525 м; а₃ = 0,95∙500 = 475 м; п₁ = 0,88n ≈ 6,3; n₃ = 1,36n ≈ 9; 2 σ₁ = 500 м; 2 σ ₃ = 300 м.

Для полного технико-экономического анализа возможных схем размещения скважин и выбора варианта с наиболее целесообразным числом скважин тем же способом следует построить сетку скважин для большего и для меньшего числа рядов (достаточно один-два). При двустороннем напоре залежь надо разделить осевой линией, установить схему размещения скважин для половины залежи (при сложении двух внутренних рядов получим один центральный ряд с двойным числом скважин).

Рисунок 3.3 Номограмма расстояний между скважинами в рядах

Определим основное расстояние между рядами:

EMBED Equation.3 . EMBED Equation.3

Для круговых залежей или для участков, которые с той или иной степенью приближения можно представить в виде кольца либо секторов круга или кольца, решение получено в виде системы трансцендентных уравнений. Пользоваться этой системой для прямого решения практических задач невозможно. Поэтому построена расчетная диаграмма расположения рядов скважин (рисунок 3.4).

Рисунок 3.4 - Расчетная диаграмма расположения круговых рядов скважин, r_н — радиус контура питания; r_с — приведенный радиус скважины; r_i —-радиус i-го ряда скважин; λ₁ — параметр плотности сетки

Задаемся числом рядов скважин. Если известен радиус внутреннего ряда, то, поделив его на радиус начального контура нефтеносности, определим соот­ветствующее значение r/r_H на оси ординат. Затем проведем горизонтальную прямую до пересечения с кривой, номер которой соответствует числу рядоов скважин а отношение r_H/r_C наиболее близко к таковому для нашей залежи. От полученной точки проведем вертикаль, при пересечении которой с вышележащими соответствующими кривыми на оси ординат определим радиусы всех остальных рядов (в долях от радиуса контура нефтеносности). Если радиусы внутреннего ряда неизвестен, но известно, что залежь представляется полным кругом с центральной скважиной, тогда радиус внутреннего ряда определяется в точке пересечения ординаты одной из пяти нижних вспомогательных кривых с соответствующей основной кривой. Дальнейшие операции полностью совпадают со случаем, описанным выше. Из той же диаграммы на горизонтальной оси находится параметр плотности сетки скважин λ₁. Затем вычисляются EMBED Equation.3 - (r_с - приведенный радиус скважин) и значения - EMBED Equation.3 для всех рядов.

В действительности не бывает залежей с однородным пластом и с идеально круговой или полосовой формой. Поэтому скважины, уплотняющие сетку в цен­тральных рядах, в большинстве случаев следует закладывать в резерв, а их число нужно согласовывать с числом резервных скважин, получающихся для непрерывного пласта с точки зрения достижения рентабельного предела нефте­добычи.