Лекция №23. Газовая залежь, нефтяная 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;
2. 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 |
Дата добавления: 2016-10-07; просмотров: 2694;