Если предполагается, что нефтяное месторождение будет разрабатываться в основной период при режиме растворенного газа, для которого характерно незначительное перемещение водонефтяного раздела, т.е. при слабой активности законтурных вод, то применяют равномерное, геометрически правильное расположение скважин по четырехточечной (рис.6.1) или трехточечной (рис.6.2) сетке.
|
|
| Рис. 6.1 - Расположение по четырехточечной сетке скважин | Рис. 6.2 - Расположение по трехточечной сетке скважин |
| 1- условный контур нефтеносности;2- добывающие скважины |
В тех же случаях, когда предполагается определенное перемещение водонефтяного и газонефтяного разделов, скважины располагают с учетом положения этих разделов (рис.6.3).
Рис.6.3 - Расположение скважин с учетом водонефтяного и газонефтяного разделов
1 - внешний контур нефтеносности;2- внутренний контур нефтеносности;
3 - добывающие скважины; 4 - внешний контур газоносности;5 - внутренний контур газоносности
Параметр плотности сетки скважин 
, вообще говоря, 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. Конечно, разработка как месторождений высоковязких нефтей, так и месторождений с низкопроницаемыми коллекторами при указанных значениях 
может быть экономически целесообразной при значительных толщинах пластов, т.е. при высоких значениях параметра А.П. Крылова или при небольших глубинах залегания разрабатываемых пластов, т.е. при небольшой стоимости скважин. 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.
Параметр 
также изменяется в довольно широких пределах. В некоторых случаях он может быть равен одному или нескольким десяткам тысяч тонн нефти на скважину, в других - доходить до миллиона тонн нефти на скважину. Для равномерной сетки скважин средние расстояния между скважинами вычисляют по следующей формуле:
 ,
| (6.3) |
где 
- в м; 
- коэффициент пропорциональности; 
- в м2/скв.
Формулу (6.3) можно использовать для вычисления средних условных расстояний между скважинами при любых схемах их расположения.
Для систем разработки нефтяных месторождений без воздействия на пласт параметр 
, естественно, равен нулю, а параметр 
может составлять в принципе 0,1 - 0,2 хотя резервные скважины в основном предусматривают для системы с воздействием на нефтяные 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 гг.); при разработке сравнительно небольших по размерам месторождений с активной законтурной водой, месторождений, содержащих сверхвязкие неглубоко залегающие нефти, или месторождений, сложенных низкопроницаемыми глинистыми коллекторами. За рубежом разработка месторождений без воздействия на нефтяные пласты продолжает осуществляться в больших, чем в России, масштабах, особенно в случаях пластов с трещиноватыми коллекторами при высоком напоре законтурных вод.
|
|