Эксплуатационный объект

Размещено на http://www.allbest.ru/

Эксплуатационный объект

Выполнила: Черникова К.В.

1. Эксплуатационные объекты: понятие и классификация

эксплуатационный месторождение добыча нефть

Эксплуатационным объектом называют пласт или группу пластов, предназначенных для разработки одной серией добывающих скважин при обеспечении возможности регулирования разработки каждого из пластов или зональных интервалов (объектов разработки) отдельно.

Эксплуатационный объект, в который объединяются несколько пластов одной залежи или несколько залежей различных продуктивных пластов, следует называть многопластовым эксплуатационным объектом.

Под объектом разработки понимают отдельный пласт или зональный интервал эксплуатационного объекта, по которому осуществляется контроль и регулирование разработки. Следовательно, эксплуатационный объект может состоять из нескольких объектов разработки.

Каждый эксплуатационный объект разбуривается по определенной системе. Устанавливаются определенные расстояния между добывающими скважинами, их взаимное расположение, параметры сетки скважин. При определении порядка ввода эксплуатационных объектов в разработку решается вопрос об определенной системе расположения скважин по разрезу месторождения. В этом случае обычно вводится понятие «серия» скважин, оно отображает порядок разбуривания месторождения добывающими скважинами по разрезу, т.е. в пределах этажа нефтеносности или этажа разработки.

Анализ материалов по методике и практике выделения эксплуатационных объектов в нашей стране, а также в целом ряде зарубежных стран позволяет сделать вывод, что при их выделении следует учитывать пять групп факторов:

геолого-промысловые;

гидродинамические;

технические;

технологические;

Экономические

Односторонний учет только одной из этих групп не позволяет объективно подойти к выделению эксплуатационных объектов.

Геолого-промысловые факторы. Из этой группы учитываются следующие:

возможность и однозначность расчленения разреза месторождения, корреляция отложений и выделения продуктивных пластов;

литологическая характеристика продуктивных пластов;

общая, эффективная и нефтенасыщенная мощности продуктивных пластов;

коллекторские свойства пластов по керну и промыслово-геофизическим данным;

результаты опробования, оценка фильтрационных параметров продуктивных пластов гидродинамическими методами;

физико-химические свойства нефти, газа и воды;

мощность промежуточных толщ между продуктивными пластами, мощность покрышек;

методика определения ВНК и соотношение площадей в пределах внешних контуров нефтегазоносности;

запасы нефти и газа в продуктивных пластах и их соотношение по разрезу месторождения;

первоначальные пластовые давления в залежах и их соотношение по разрезу месторождения;

гидрогеологическая характеристика и режим залежей.

Гидродинамические факторы. Гидродинамические расчеты при выделении ЭО применяются для решения ряда задач, важнейшими из которых являются:

установление годовой добычи по залежи каждого пласта:

определение динамики добычи нефти по каждому пласту до конца разработки;

установление продуктивности и затем годовой добычи объединяемых в один эксплуатационный объект продуктивных пластов;

оценка динамики добычи нефти, воды в целом по месторождению; расчет обводнения скважин, залежей и эксплуатационных объектов;

определение продолжительности отдельных стадий разработки месторождения;

нахождение оптимального уровня добычи нефти по месторождению с учетом его по залежи каждого пласта, объекта эксплуатации при условии обеспечения плановых заданий.

Способ и технические возможности эксплуатации. Не рекомендуется объединять в один объект эксплуатации залежей пласты с различным способом эксплуатации.

Выбор диметра эксплуатационных колонн

Выбор диаметра НКТ и т.д.

Технологические факторы

выбор сетки добывающих скважин каждого объекта эксплуатации.

выбор метода поддержания пластового давления.

возможность применения различных методов повышения нефтеотдачи.

Таким образом, выделение эксплуатационных объектов разработки является оптимизационной задачей.

Обычно проводят в два этапа. На первом этапе рассматривают геолого-геофизические особенности, благоприятствующие и препятствующие объединению в группы пластов для совместной разработки; на втором этапе этот вопрос решают с учетом технологических и экономических факторов.

Показателем, характеризующим технологический эффект, возникающий в результате объединения нескольких пластов для совместной эксплуатации может быть принят коэффициент продуктивности скважин, эксплуатирующих несколько пластов совместно Кпр. совм, который интегрально характеризует условия эксплуатации данной скважины.

В процессе разработки многопластовых эксплуатационных объектов нефтяных месторождений различных нефтегазодобывающих районов страны было замечено, что среднее значение коэффициентов продуктивности скважины Кпр. совм, эксплуатирующих несколько пластов совместно, меньше суммы средних значений коэффициентов продуктивности скважин, эксплуатирующих те же пласты отдельно, т.е.

где - среднее значение коэффициентов продуктивности скважин, эксплуатирующих только i-тый пласт (i=1,2,...,n); n - число пластов, объединенных в эксплуатационный объект.

Причинами снижения коэффициента продуктивности Кпр. совм являются:

нелинейный характер фильтрации жидкости;

характер работы различного типа подъемников и потерь нефти за счет гидравлических сопротивлений;

взаимовлияние пластов, обусловленное распределением давления по объему многопластового ЭО, зависящего от изменения геолого-промысловых признаков по площади и по разрезу пластов.

Величины средних коэффициентов продуктивности при совместной эксплуатации пластов Кпр.совм будет тем меньше, чем больше пластов объединяется в ЭО и чем больше разница в геолого-промысловых характеристиках пластов.

2. Классификация и характеристики систем разработки месторождений

Системы разработки классифицируют по признакам, в основу которых положены характеристики, определяющие отличительные их черты.

1) По геометрии расположения скважин на площади выделяют системы с равномерным и неравномерным размещением (расстановкой) скважин. Под размещением скважин понимают сетку размещения и расстояния между скважинами (плотность сетки), темп и порядок ввода скважин в работу. Системы разработки подразделяют на следующие: с размещением скважин по равномерной сетке и с размещением скважин по неравномерной сетке (преимущественно рядами). Системы разработки с размещением скважин по равномерной сетке различают: по форме сетки; по плотности сетки; по темпу ввода скважин в работу; по порядку ввода скважин в работу относительно друг друга и структурных элементов залежи. Сетки по форме бывают квадратными и треугольными (шестиугольными). При треугольной сетке на площади размещается скважин больше на 15,5 %, чем при квадратной в случае одинаковых расстояний между скважинами. Каждая из сеток имеет свои преимущества и недостатки. Треугольная сетка обеспечивает высокую степень вскрываемости отдельных линз коллекторов. Однако при последовательном сгущении такой сетки на каждом этапе число скважин возрастает в 3 раза. Квадратная сетка, гибкая при сгущении, также обеспечивает высокую вскрываемость линз и на каждом этапе число скважин удваивается.

Под плотностью сетки скважин подразумевают отношение площади нефтеносности к числу добывающих скважин. Вместе с тем это понятие очень сложное. Исследователи часто вкладывают разное содержание в понятие плотности сетки скважин: принимают только площадь разбуренной части залежи; число скважин ограничивают по разным величинам суммарной добычи нефти из них; включают или не включают нагнетательные скважины в расчёт; в процессе разработки месторождения число скважин значительно изменяется, площадь нефтеносности при напорных режимах уменьшается, это по-разному учитывают и т. д. Проблема оптимальной плотности сетки скважин, обеспечивающей наиболее эффективную разработку месторождений, была самой острой на всех этапах развития нефтяной промышленности. Практикой разработки и исследованиями установлено, что в реальных неоднородных пластах плотность сетки скважин оказывает существенное влияние на нефтеотдачу. Это влияние тем больше, чем более неоднородны и прерывисты продуктивные пласты, хуже литолого-физические свойства коллекторов, выше вязкость нефти в пластовых условиях, больше нефти первоначально заключено в водонефтяных и подгазовых зонах. Уплотнение сетки скважин в неоднородно-линзовидных пластах существенно увеличивает нефтеотдачу (охват разработкой), особенно при удачном размещении скважин относительно различных линз и экранов. Наибольшее влияние оказывает плотность сетки в диапазоне плотностей сетки более (25--30)*10⁴ м²/скв. В диапазоне плотностей сетки менее (25-- 30)*10⁴ м²/скв влияние хотя и отмечается, однако оно не столь существенное, как при более редких сетках. В каждом конкретном случае выбор плотности сетки должен определяться с учётом конкретных условий.

В нашей стране применяют двухстадийное разбуривание первоначально редких сеток скважин и последующее избирательное уплотнение их с целью повышения охвата неоднородных пластов заводнением, увеличения конечной нефтеотдачи и стабилизации добычи нефти. В первую стадию бурят так называемый основной фонд добывающих и нагнетательных скважин при малой плотности сетки. По данным бурения и исследования скважин основного фонда уточняется геологическое строение неоднородного объекта, в результате чего возможны изменения плотности сетки скважин, которые разбуривают во вторую стадию и называют резервными. Резервные скважины предусматриваются с целью вовлечения в разработку отдельных линз, зон выклинивания и застойных зон, которые не вовлекаются в разработку скважинами основного фонда в пределах контура их размещения. Число резервных скважин обосновывается с учётом характера и неоднородности пластов (их прерывистости), плотности сетки скважин, соотношения вязкости нефти и воды и т. д. Число резервных скважин может составлять до 30 % основного фонда скважин. Их место размещения следует планировать в более ранние сроки разработки. Отметим, что для замены фактически ликвидированных скважин из-за старения (физического износа) или по техническим причинам (в результате аварий при эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин) требуется обосновывать также число скважин-дублеров, которое может достигать 10 -- 20 % фонда.

По темпу ввода скважин в работу можно выделить одновременную (ещё называют «сплошная») и замедленную системы разработки залежей. В первом случае темп ввода скважин в работу быстрый -- все скважины вводят в работу почти одновременно в течение первых одного -- трёх лет разработки объекта. При большом сроке ввода систему называют замедленной, которую по порядку ввода скважин в работу различают на системы сгущающуюся и ползучую. Сгущающуюся систему целесообразно применять на объектах со сложным геологическим строением. Она соответствует принципу двухстадийного разбуривания. Ползучую систему, ориентированную по отношению к структуре пласта, подразделяют на системы: а) вниз по падению; б) вверх по восстанию; в) по простиранию. В практике разработки крупных отечественных месторождений ползучая и сгущающаяся системы разработки комплексно сочетаются. Только трудные природные (топи, болота) и геологические условия определили применение ползучей системы на Самотлорском и других месторождениях Западной Сибири.

Системы разработки с размещением скважин по равномерной сетке считают целесообразными при режимах работы пласта с неподвижными контурами (режим растворённого газа, гравитационный режим), т. е. при равномерном распределении по площади пластовой энергии.

Системы разработки с размещением скважин по неравномерной сетке аналогично различают: по плотности сетки; по темпу ввода скважин в работу (ввода рядов скважин - работают один ряд, два, три); по порядку ввода скважин в работу. Дополнительно их разделяют: по форме рядов - с незамкнутыми рядами и с замкнутыми (кольцевыми) рядами; по взаимному расположению рядов и скважин - с выдержанными расстояниями между рядами и между скважинами в рядах и с уплотнением центральной части площади. При современном проектировании первоначальная расстановка скважин почти всегда равномерная.

Расстояния между скважинами в рядах и между ними неодинаковые. В Российской Федерации многие месторождения проектируют разрабатывать с применением рядных систем.

2) По методу воздействия (по виду используемой энергии) применяют следующие системы разработки: без воздействия и с воздействием на пласт.

В зависимости от вида энергии, используемой для перемещения нефти, различают: системы разработки нефтяных залежей при естественных режимах (режимы истощения), когда используется только естественная пластовая энергия (т. е. системы разработки без поддержания пластового давления); системы разработки с поддержанием пластового давления (напорные режимы), когда применяются методы регулирования баланса пластовой энергии путём искусственного её пополнения. По методам регулирования баланса пластовой энергии выделяют: системы разработки с искусственным заводнением пластов; системы разработки с закачкой газа в пласт. Системы разработки без воздействия на пласт в РФ применяют в редких случаях. Лучшие результаты достигаются в условиях упруговодонапорных и газонапорного режимов, обеспечивающих высокую степень нефтеизвлечения. Наиболее распространены в нашей стране системы с воздействием на пласт путём закачки в него воды.

Во многих случаях возможно проявление нескольких источников энергии. Однако в группе сил может преимущественно проявляться один или два источника энергии. Исходя из этого, было введено понятие режимов работы нефтяных залежей (пластов). В зависимости от типов залежей характер проявления и смены режимов могут быть различными. Для нефтяных залежей при разработке на истощение смены режимов проявляются в последовательности:

1) упругий режим;

2) упруго-водонапорный;

3) водонапорный (при активной законтурной зоне и хорошей гидродинамической связи между ней и внутриконтурной зоной);

4) режим вытеснения газированной нефти водой (для приконтурных зон) и режим растворённого газа (для внутренних зон залежей), когда текущее пластовое давление ниже давления насыщения;

5) гравитационный режим.

В случае газонефтяных залежей порядок смены режимов происходит по схеме:

1) упругий режим;

2) упруго-водонапорный в приконтурной зоне (точнее, режим вытеснения газированной нефти водой);

3) режим вытеснения газированной нефти газом газовой шапки во внутренних зонах залежи;

4) режим растворённого газа (сначала во внутренних участках залежи);

5) гравитационный режим.

При закачке воды в пласт смена режимов происходит по схеме:

1) упругие режимы;

2) режимы вытеснения нефти водой в нефтяных залежах и вытеснения газированной нефти водой в газонефтяных.

На некоторых месторождениях при разработке пластов с высоковязкими нефтями применяют системы с воздействием путём закачки в эти пласты теплоносителей (пара, горячей воды).

Рассмотрим подробнее изложенную выше классификацию разработки.

3. Законтурное и внутриконтурное заводнение нефтяной залежи

Поддержание пластового давления при закачке воды в пласт осуществляется путём законтурного и внутриконтурного заводнения или же различных модификаций этих процессов.

При законтурном заводнении воду закачивают в пласт через специальные нагнетательные скважины, размещаемые за внешним контуром нефтеносности по периметру залежи (рис. 1). Добывающие нефтяные скважины располагаются внутри контура нефтеносности рядами, параллельными контуру.

Наиболее благоприятные объекты для осуществления законтурного заводнения - пласты, сложенные однородными песками или песчаниками, с хорошей проницаемостью и не осложненные геологическими (дезъюнктивными) нарушениями. Законтурное заводнение в пластах, сложенных известняками, не всегда может дать положительные результаты, так как в них отдельные участки могут не сообщаться с остальной площадью системой каналов и трещин.

При добыче высоковязкой нефти процесс закачки воды в пласт также может быть малоэффективным, потому что менее вязкая по сравнению с нефтью вода при движении в пласте будет обгонять нефть, прорываться к отдельным скважинам и преждевременно обводнять их.

При законтурном заводнении создаётся искусственный контур питания залежи энергией, приближенный к зоне её разработки, что создаёт благоприятные условия для повышения отбора нефти и, следовательно, для интенсификации разработки залежи. Однако чрезмерное приближение нагнетательных скважин к добывающим может вызвать быстрое и неравномерное обводнение залежи, вследствие чего в ней остаётся большой объём нефти.

Рис. 1. Схема законтурного заводнения: 1 - нефтяные скважины; 2 - нагнетательные скважины; 3 - контрольные скважины; 4 - внутренний контур нефтеносности; 5 - внешний контур нефтеносности.

Чрезмерное же удаление нагнетательных скважин от добывающих, благоприятное с точки зрения равномерности продвижения воды по всему периметру залежи, может сделать искусственный контур питания малоэффективным. Для однородных пластов расстояние от нагнетательного ряда скважин до внешнего ряда добывающих принимают не более 1000-1200 м, а для неоднородных пластов с низкой проницаемостью - 600-700 м.

При водонапорном режиме законтурное заводнение применяют в том случае, если естественный напор краевых вод не обеспечивает сохранение пластового давления, необходимого для нормальной эксплуатации скважин при запланированных объёмах добычи нефти.

При плохой проницаемости пород нагнетательные скважины располагают в водонефтяной зоне пласта внутри контура в более проницаемых частях залежи. Такой вариант носит название приконтурного заводнения.

Повышенное давление, создаваемое на линии нагнетательных скважин, активно воздействует только на 2-3 близлежащих ряда добывающих скважин. Поэтому законтурное и приконтурное заводнение можно с наибольшим эффектом применять при разработке только таких залежей, размеры которых позволяют разместить на площади сразу все запроектированные ряды скважин, но не больше двух-трёх и как максимум четырёх рядов скважин на каждую линию нагнетания.

При применяемых в настоящее время расстояниях между рядами добывающих скважин (500-800 м) для одновременного разбуривания всей площади залежи нужно, чтобы её ширина в пределах внутреннего контура нефтеносности была не больше 4-5 км.

Для интенсификации разработки нефтяных месторождений с применением искусственных методов воздействия на пласт широко применяют различные виды внутриконтурного заводнения (вернее сочетания законтурного и внутриконтурного заводнения).

При разработке значительных по площади нефтяных залежей применяют внутриконтурное заводнение, сущность которого заключается в том, что площадь залежи расчленяется (разрезается) на отдельные участки рядами нагнетательных скважин (рис. 2).

При закачке воды в пласте по линии размещения нагнетательных скважин образуется зона повышенного давления, которая препятствует перетокам нефти из одной площади в другую. По мере закачки отдельные очаги воды, сформировавшиеся вокруг каждой нагнетательной скважины, увеличиваются в размерах и, наконец, сливаются, образуя единый фронт, продвижение которого можно регулировать так же, как и при законтурном заводнении.

Рис. 2. Схема внутриконтурного заводнения: 1 - нагнетательные скважины; 2 - добывающие скважины

Добывающие скважины располагают рядами так, чтобы фронту поступающей воды противостоял фронт её отбора. Расстояние между рядами добывающих скважин и между скважинами в рядах устанавливают с учётом особенности геологического строения и физической характеристики коллекторов на данной разрабатываемой площади.

Таким образом, разработку каждой площади можно осуществлять по своей системе размещения эксплуатационных скважин с максимальным учётом геологической характеристики площади. Преимуществом описываемой системы является возможность начинать разработку залежи с любой площади и, в частности, вводить в разработку в первую очередь площади, наиболее богатые по запасам и отличающиеся высокой дебитностью скважин.

Применение внутриконтурного заводнения на нефтяных месторождениях с самого начала их разработки позволяет резко улучшить технико-экономические показатели за счёт повышения объёмов текущего отбора нефти, сокращения срока их разработки и уменьшения плотности сеток скважин.

За последние годы метод внутриконтурного заводнения с разрезанием залежей рядами нагнетательных скважин на отдельные площади или блоки стал одним из основных. Применяется этот метод не только для разработки месторождений с большой площадью нефтеносности, но и для месторождений меньших размеров. В ряде случаев для интенсификации процесса разработки применяют комбинацию законтурного или приконтурного заводнения с внутриконтурным центральным заводнением. При центральном заводнении нагнетательные скважины располагают как в законтурной зоне залежи, так и внутри неё. Среди систем центрального заводнения различают осевое и кольцевое заводнение.

Осевое заводнение характеризуется расположением нагнетательных скважин по оси структуры (рис. 3, а) в сводовой её части или вблизи неё (так называемое сводовое заводнение).

Кольцевое заводнение характеризуется расположением нагнетательных скважин по кольцу, причём залежь нефти расчленяется на две неравные площади: меньшую - центральную (с радиусом, приблизительно равным 0,4 радиуса залежи) и большую - кольцевую (рис. 3, б).

Очаговое заводнение характеризуется расположением нагнетательных скважин на участках с линзовидными пропластками, в которых имеются неизвлечённые запасы нефти. Этот вид заводнения применяется в качестве самостоятельного при разработке резко неоднородных и прерывистых пластов и в качестве вспомогательного заводнения в сочетании с законтурным и внутриконтурным. Нагнетательные скважины выбирают из числа пробуренных на участках с наилучшей характеристикой пластов и таким образом, чтобы эти нагнетательные скважины оказывали влияние на максимальное число окружающих добывающих скважин. Поэтому этот вид заводнения называют избирательным заводнением.

Для поддержания пластового давления в залежи на одном уровне объём закачиваемой в пласт воды должен быть не менее объёма извлекаемых из пласта жидкости и газа.

Рис. 3. Схемы центрального заводнения: а - осевое заводнение; б - кольцевое заводнение; 1 - нагнетательные скважины; 2 - добывающие скважины

При расчёте объёма воды, необходимой для закачки, учитывают её объём, перетекающий в законтурную часть пласта. Практикой установлено, что для большинства нефтяных месторождений, разрабатываемых с применением методов заводнения, в пласт следует нагнетать от 1,6 до 2,0 м³ воды на каждую тонну извлекаемой нефти, а при извлечении вместе с нефтью и пластовой воды, учитывать и её объём. Если требуется не только поддержать, но и повысить пластовое давление, объём нагнетаемой воды должен быть ещё большим.

Число нагнетательных скважин как при законтурном, так и при внутриконтурном заводнении при известном объёме закачиваемой воды зависит от поглотительной способности каждой скважины при данном давлении нагнетания.

Площадное заводнение характеризуется рассредоточенной закачкой воды в залежь по всей площади её нефтеносности. Площадные системы заводнения по числу скважино-точек каждого элемента залежи с расположенной в его центре одной добывающей скважиной могут быть четырёх-, пяти-, семи- и девятиточечной и линейной системами (рис. 4).

Рис. 4. Площадная четырёх- (а), пяти- (б), семи- (в), девятиточечная (г) и линейная (д, е) системы заводнения (с выделенными элементами): 1 - добывающие, 2 - нагнетательные скважины

Линейная система -- это однорядная система блокового заводнения, причём скважины размещают не друг против друга, а в шахматном порядке. Отношение нагнетательных и добывающих скважин составляет 1:1.

Элементом этой системы может служить прямоугольник со сторонами 2L и 2у_н = 2у_д = 2у. Если 2L = 2у, то линейная система переходит в пятиточечную с таким же соотношением скважин (1 : 1). Пятиточечная система симметрична и за элемент можно выбрать также обратное размещение скважин с нагнетательной скважиной в центре (обращённая пятиточечная система). В девятиточечной системе на одну добывающую скважину приходится три нагнетательных (соотношение скважин 3:1), так как из восьми нагнетательных скважин по четыре скважины приходится соответственно на два и четыре соседних элемента. В обращённой девятиточечной системе (с нагнетательной скважиной в центре квадрата) соотношение нагнетательных и добывающих скважин составляет 1:3. При треугольной сетке размещения скважин имеем четырёхточечную (обращённую семиточечную) и семиточечную (или обращённую четырёхточечную) системы с соотношением нагнетательных и добывающих скважин соответственно 1:2 и 2:1. Возможны также другие площадные системы. Таким образом, площадные системы характеризуются различной активностью воздействия на залежь, выраженной соотношением нагнетательных и добывающих скважин (1:3, 1:2, 1:1, 2:1, 3:1).

Результаты исследований показали, что площадное заводнение эффективно при разработке малопроницаемых пластов. Эффективность площадного заводнения увеличивается с повышением однородности и толщины пласта, а также с уменьшением вязкости нефти и глубины залегания залежи. Схемы площадного воздействия наиболее пригодны для применения специализированных видов заводнения, т.к. позволяют эффективно использовать оторочки растворов ПАА, ПАВ, гелеобразующие композиции, комплексные и циклические кислотные обработки, газов высокого давления, пара, горячей воды.

Исследования показали, что в случаях однородного пласта и одинаковой подвижности нефти и вытесняющей воды наиболее интенсивна пятиточечная схема, обеспечивающая самый высокий дебит на работающую скважину (нагнетательные и добывающие скважины учитываются вместе); самую высокую нефтеотдачу за безводный период эксплуатации обеспечивает семиточечная схема.

Системы разработки с закачкой газа в пласт могут применяться по двум основным вариантам: 1) закачка газа в повышенные части залежи (в газовую шапку); 2) площадная закачка газа. Успешная закачка газа возможна лишь при значительных углах наклона однородных пластов (улучшается гравитационное разделение газа и нефти), невысоком пластовом давлении (давление закачки обычно на 15-20 % больше пластового), близости значений пластового давления и давления насыщения нефти газом или наличии естественной газовой шапки, малой вязкости нефти. По экономической эффективности она значительно уступает заводнению, поэтому нашла ограниченное применение. Поскольку разработка месторождения начинается с отбора нефти из первых разведочных скважин, то отметим, что система разработки динамична и должна непрерывно совершенствоваться во времени.

К характеристикам систем разработки относятся следующие.

Фонд скважин - общее число нагнетательных и добывающих скважин, предназначенных для осуществления процесса разработки месторождения. Подразделяется он на основной и резервный. Под основным фондом понимают число скважин, необходимое для реализации запроектированной системы разработки. Резервный фонд планируют с целью вовлечения в разработку выявленных во время исследований отдельных линз коллектора и для повышения эффективности системы воздействия на пласт. Число скважин этого фонда зависит от неоднородности строения пласта, его прерывистости, особенностей применяемой технологии извлечения нефти из недр.

Параметр плотности сетки скважин S_с - площадь объекта разработки, приходящаяся на одну скважину, т. е. эта величина равна частному от деления площади нефтеносности на общее число добывающих и нагнетательных скважин (или только на число добывающих скважин).

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

Параметр - отношение числа нагнетательных скважин к числу добывающих скважин. Этот параметр характеризует интенсивность системы заводнения.

Параметр - отношение числа резервных скважин к числу скважин основного фонда.

Кроме указанных параметров используют ряд других показателей, таких, как расстояние от контура нефтеносности до первого ряда добывающих скважин, расстояние между рядами, ширина блока и др.

Размещено на Allbest.ru