2.Классификация и характеристика систем разработки

2.1. Параметры, характеризующие систему разработки

Система разработки нефтяного месторождения — общее, охватывающее весь комплекс инженерных решений, обеспечивающих эффективное извлечение полезных ископаемых из недр. 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.

Параметр плотности сетки скважин — площадь объекта разработки, приходящаяся на одну скважину. Если площадь нефтеносности месторождения равна S, а число добывающих и нагнетательных скважин на месторождении n, то

(2.1)

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

Удельный извлекаемый запас нефти или параметр А. П. Крылова — отношение извлекаемых запасов нефти по объекту к общему числу скважин.

. (2.2)

Размерность параметра [] = т/скв.

Параметр — отношение числа нагнетательных скважин к числу добывающих скважин, т. е. . Этот параметр характеризует интенсивность системы заводнения, безразмерный.

Параметр — отношение числа резервных скважин к числу добывающих скважин основного фонда, т. е. .

Применяют следующую классификацию систем разработки нефтяных месторождений по двум указанным выше признакам.

2.2. Системы разработки при отсутствии воздействия на пласты

Системы разработки нефтяных месторождений без воздействия на пласты в России в настоящее время применяют редко, в основном в случае длительно эксплуатируемых сильно истощенных месторождений, разработка которых началась задолго до широкого развития методов заводнения (до 50-х г.г.); при разработке сравнительно небольших по размерам месторождений с активной законтурной водой, месторождений, содержащих сверхвязкие неглубоко залегающие нефти, или месторождений, сложенных низкопроницаемыми глинистыми коллекторами.

При разбуривании месторождений применяют равномерное, геометрически правильное расположение скважин по четырехточечной (рис. 4) или трехточечной (рис. 5) сетке.

Рис.4. Расположение скважин по Рис.5. Расположение

четырехточечной сетке скважин по трехточечной сетке

1- условный контур нефтеносности; 2- добывающие скважины

Параметр плотности сетки скважин , может изменяться в очень широких пределах для систем разработки без воздействия на пласт.

Так, при разработке месторождений сверхвязких нефтей (вязкостью в несколько тысяч 10 ^–3 Па·с) он может составлять 1 — 2 ·10⁴ м²/скв. Нефтяные месторождения с низкопроницаемыми коллекторами (сотые доли мкм²) разрабатывают при =10— 20 ·10⁴ м² /скв. Для разработки обычных коллекторов = 25— 64·10⁴ м²/скв.

При разработке месторождений с высокопродуктивными трещиноватыми коллекторами может быть равен 70— 100 10⁴ м²/скв и более.

Для равномерной сетки скважин средние расстояния между скважинами вычисляют по следующей формуле: где— в м; — коэффициент пропорциональности; - в м²/скв.

Формулу можно использовать для вычисления средних условных расстояний между скважинами при любых схемах их расположения.