1. — Дизъюнктивное нарушение; контуры нефтеносности:

2. — Внешний, 3 — внутренний; 4 — добывающие; сква­жины: I, II, III, IV — ряды скважин

При линейном расположении скважин по постоянству расстояний между скважинами различают сетки с постоян­ными расстояниями, когда повсеместно сохраняются рассто­яния между рядами и между скважинами в рядах, и сетки с уплотнением к центру площади, когда названные расстояния сокращаются в этом направлении. Чаще проектируют сетку первого вида. Постепенное уменьшение расстояний между рядами и между скважинами в рядах основной сетки может быть предусмотрено при резком увеличении нефтенасыщенной толщины пластов к центру залежи (площади). Такое яв­ление характерно, например, для водонефтяных залежей, имеющих значительную высоту. В некоторых случаях, когда точно известно, что линия стягивания контуров совпадает с местоположением внутреннего (центрального) ряда, уже при определении основного фонда скважины в этом ряду распо­лагают более плотно, чем во внешних рядах.

На объектах платформенного типа с большой площадью нефтеносности на разных их участках может быть принято различное размещение скважин, например в чисто нефтяной зоне — рядами, в водонефтяной или подгазовой — по рав­номерной сетке.

По форме равномерные сетки скважин основного фонда подразделяются на треугольную и квадратную (рис. 72). Тре­угольную сетку применяют при равномерном размещении скважин рядами, т.е. при разрезании залежей на блоки, а также при семиточечном площадном заводнении (см. рис. 67, ,). Квадратную сетку проектируют при пятиточечном, девяти­точечном (см. рис. 67, 6, „) и часто при избирательном завод­нении (см. рис. 68).

Скважины в равномерно-переменных сетках располагают в шахматном порядке для обеспечения более равномерного перемещения контуров нефтеносности при разработке зале­жей.

К важнейшим показателям сетки основного фонда сква­жин относится ее плотность, которая характеризуется рас­стояниями в (м) между скважинами и между рядами, а также удельной — на одну скважину (га/скв.).

При равномерных сетках расстояния между скважинами одинаковые — , при этом площадь квадратной сетки , при треугольной - .

Равномерно-переменные сетки (см. рис. 70) характеризу­ются следующими расстояниями: — расстояние между добывающими скважинами в рядах; — расстояние между рядами добывающих скважин; — расстояние между ря­дом нагнетательных скважин и первым (внешним) рядом до­бывающих скважин; — расстояние между нагнетатель­ными скважинами в рядах. В случаях, когда расстояния меж­ду добывающими и нагнетательными скважинами одинаковы, что бывает очень часто, сетка характеризуется тремя рассто­яниями: (например, 500x600x700 м).

Очень часто дают характеристику плотности сетки добы­вающих скважин, указывая расстояние между рядами добы­вающих скважин и между скважинами в рядах.

Выбранную для конкретного объекта с учетом всех фак­торов плотность сетки называют оптимальной. На основании опыта разработки нефтяных залежей установлено, что для обеспечения при вытеснении нефти водой возможно более высокой нефтеотдачи на объектах с менее благоприятной геолого-промысловой характеристикой необходимо приме­нять более плотные сетки основного фонда скважин. В раз­ных геологических условиях применены следующие плотнос­ти основной сетки добывающих скважин.

Рис. 72. Формы равномер­ных сеток скважин.

Сетки скважин: а — квад­ратная, б — треугольная; 1 — расстояние между скважи­нами

Сетки добывающих скважин плотностью 60 — 40 га/скв. (от 700x800 до 600x700 м) — для единичных залежей с особо благоприятной характеристикой: с очень низкой относитель­ной вязкостью нефти (менее 1), с достаточно высокой про­ницаемостью монолитного пласта, особенно при трещинном типе карбонатных коллекторов и массивном строении зале­жей.

Сетки добывающих скважин плотностью 30 — 36 га/скв. (от 600x650 до 500x600 м) — для залежей пластового типа с бла­гоприятной характеристикой: с низкой относительной вязко­стью пластовой нефти (до 2 — 3), с проницаемостью коллек­торов более 0,4 — 0,5 мкм², при сравнительно однородном строении эксплуатационного объекта.

Сетки добывающих скважин или нагнетательных и добы­вающих вместе в зависимости от разновидности заводнения плотностью 20 —25 га/скв. (от 500x550 до 400x400 м) — для залежей нефти в геологически неоднородных пластах с по­ниженной проницаемостью при относительной вязкости нефти до 4 — 5, а также при повышенной относительной вяз­кости нефти (до 15 — 20) даже при высокой проницаемости пластов.

Сетки нагнетательных и добывающих скважин плотнос­тью менее 16 га/скв. (менее 400x400 м) — для залежей с неод­нородным строением или низкой проницаемостью пластов, а также для залежей с высокой относительной вязкостью неф­ти (более 15 — 20) и залежей, требующих ограничения отбора жидкости из скважин в связи с образованием конусов воды или газа, неустойчивостью пород-коллекторов против разру­шения и т.д.

На практике для качественного сравнения плотности сетки скважин по разным объектам выделенные выше ориентиро­вочно четыре группы сеток разной плотности основного фонда скважин условно называют соответственно: весьма редкие, редкие, средние, плотные.

На выбор плотности сетки скважин может существенно влиять глубина залежи. Из экономических соображений при прочих равных условиях для глубокозалегающих пластов це­лесообразными могут оказаться сетки, более разреженные по сравнению с сетками при небольших глубинах. В таких случаях разреженную сетку сочетают с более активной сис­темой воздействия. Однако необходимо учитывать, что при разреженных сетках потери нефти в недрах возрастают, особенно по объектам с неблагоприятной геологической ха­рактеристикой.

Как уже отмечалось выше, в результате бурения скважин резервного фонда эксплуатационный объект оказывается разбуренным по неравномерной сетке, соответствующей не­однородности его строения.

Для оценки полной плотности сетки скважин применяются несколько показателей:

1) средняя плотность сетки всего фонда пробуренных скважин на объекте разработки

(X.I)

2) средняя плотность сетки добывающих скважин на объекте в целом

(V.2)

3) средняя плотность сетки всего фонда скважин в границах разбуривания объекта

(X.3)

4) средняя плотность сетки добывающих скважин в зоне отбора

(X.4)

В приведенных выражениях использованы следующие ус­ловные обозначения: — площадь эксплуатационного объ­екта (залежи) в начальных его границах; — площадь в границах разбуривания объекта; — площадь зоны отбо­ра, определяемая при законтурном или приконтурном завод­нении и при разрезании залежи в пределах радиусов влияния добывающих скважин внешних рядов; — количество про­буренных добывающих скважин (основной фонд + резерв­ные); — количество пробуренных нагнетательных сква­жин (основной фонд + резервные).

Среднюю плотность сетки добывающих скважин в зоне отбора определяют лишь для систем разработки с ли­нейным размещением скважин. Сравнение показателя с плотностью сетки основного фонда добывающих скважин позволяет судить о степени уплотнения сетки добывающих скважин в результате бурения скважин резервного фонда.

Показатели плотности сетки и характеризу­ют среднюю плотность сетки в начальных границах эксплуа­тационного объекта. Обычно некоторые части площади объ­екта остаются неразбуренными (периферийные части водонефтяных зон залежи с малой нефтенасыщенной толщиной, малопродуктивные участки и др.). Значения и , так же как значения и близки, если разбурена почти вся площадь объекта. Обычно > и > причем разница между ними тем значитель­нее, чем больше неразбуренная часть площади.

Наряду с удельной площадью на одну скважину сетку скважин характеризуют удельными извлекаемыми запасами на одну скважину:

,

где и — удельные запасы на одну скважину соот­ветственно при учете всех добывающих и нагнетательных скважин и при учете добывающих скважин; — началь­ные извлекаемые запасы нефти эксплуатационного объекта.

Действующие в настоящее время системы разработки с заводнением характеризуются широким диапазоном значе­ний в основном в пределах 30 — 300 тыс. т/скв. Этот показа­тель обычно тем больше, чем лучше фильтрационная харак­теристика объекта, позволяющая применять сетку меньшей плотности.

Все сказанное выше о сетках скважин нефтяных эксплуа­тационных объектов относится к системам разработки, с разбуриванием залежей вертикальными или наклонно на­правленными скважинами. В последние годы все более ши­рокое применение находят горизонтальные скважины с дли­ной горизонтальных стволов, создаваемых в пределах про­дуктивного горизонта, до 500 —600 м. Строительство и экс­плуатация таких скважин представляет ряд трудностей — за­труднены перфорация, геофизические исследования, изоляция обводненных частей горизонта и др. Вместе с тем при удач­ной проводке горизонтальных скважин на ряде объектов их дебит может в 3 — 5 раз превышать дебит вертикальных скважин. Объектами, благоприятными для бурения горизонтальных скважин, могут быть залежи или их части с неболь­шой нефтенасыщенной толщиной пластов — низкопроница­емые неоднородные пласты малой толщины, зоны над водонефтяным или под газонефтяным контактом, залежи на площадях с затрудненными условиями разбуривания и т.д.

Горизонтальные скважины можно применять для разбури­вания объекта в целом или в сочетании с вертикальными скважинами. При дальнейшем развитии этого направления решение вопросов о расположении горизонтальных скважин во многом будет базироваться на огромном опыте разработ­ки залежей вертикальными скважинами.