10.5 Рациональное число и размещение проектных скважин. Основной фонд скважин. Резервные скважины.

В каждом из расчетных вариантов, предусматривающем ту или иную общую схему процесса разработки и некоторое число эксплуатационных скважин, не­обходимо заранее учесть наиболее эффективное размещение этих скважин по площади залежи (разместить скважины рационально).

Под рациональным размещением скважин обычно понимают такое размеще­ние, которое обеспечивает наиболее высокие технико-экономические показатели при выполнении заданных условий разработки.

Вопрос о рациональном размещении скважин по площади той или иной раз­рабатываемой залежи  один из наиболее важных для правильной организации процесса нефтедобычи и наиболее сложных. В настоящее время указанная проб­лема полностью еще не решена. Однако можно сформулировать принципиально правильный подход к ее решению, основные пути решения, а также дать решения для наиболее простых случаев.

Основная задача нефтедобывающей промышленности, как уже отмечалось — удовлетворение потребностей страны в нефти и ее продуктах (потребностей как текущих, так и перспективных). Разумеется, нам не безразлично, ценой каких затрат и усилий будут удовлетворены эти потребности. Ясно, что необходимо стремиться к минимальным народнохозяйственным издержкам в добыче, как общего потребного количества нефти, так и на каждую тонну добываемой нефти. Однако это основное требование не может служить единственным критерием рациональности разработки. Следовательно, проектируй разработку нефтяных месторождений, нужно стремиться к возможно более полному извлечению нефти (разумеется, в технически возможных и эконо­мически целесообразных пределах). Отсюда следует, что рациональная система разработки должна обеспечить минимальные народнохозяйственные издержки при возможно полной нефтеотдаче разрабатываемых пластов.

Проблема рационального размещения нефтяных скважин  часть проблемы проектирования рациональной системы разработки, ибо схема размещения сква­жин, как и их число, входит в понятие системы разработки и должна решаться с тех же принципиальных позиций. Значит, размещение нефтяных скважин сле­дует считать рациональным, если (при всех прочих равных условиях, также входящих в понятие системы разработки) обеспечиваются минимальная себестоимость нефти и возможно высокая нефтеотдача.

На коэффициент охвата коллектора процессом вы­теснения, а следовательно, и нефтеотдачи повлияют лишь расстояния между скважинами в последнем ряду эксплуатационных скважин, так как от этих расстояний зависят размеры целиков или, более точно, «тающих остатков» (упот­ребляя термин, предложенный В. П. Яковлевым), т. е. остающихся между скважинами непромытых участков.

В реальных неоднородных пластах дело обстоит несколько сложнее. В таких пластах могут встречаться участки (линзы) с пониженной в несколько раз, по сравнению с окружающими их участками, проницаемостью, на которые не по­пало ни одной скважины. В подобных линзах будет наблюдаться отставание процесса вытеснения, а затем могут и оставаться островки нефти позади переместив­шегося водонефтяного контакта. Отмеченные выше потери нефти не безвозврат­ны, их можно будет отобрать в процессе доразработки залежи (после отбора ос­новных запасов) путем резкого изменения направлений и скоростей фильтрации, или же применяя тот или иной вторичный метод добычи нефти.

Кроме того, часто реальные пласты не монолитны, а расчленяются просло­ями глин или мало проницаемых алевролитов на отдельные пропластки, местами выклинивающимися. В этих случаях при разработке могут образоваться тупи­ковые застойные области, из которых нефть также не будет извлечена в основной период разработки. Очевидно, что чем реже сетка эксплуатационных скважин, тем больше возможные размеры указанных тупиков их областей и тем меньше коэффициент охвата коллектора процессом вытеснения.

Поэтому, исследуя различные варианты размещения нефтяных скважин и решая задачу об оптимальном размещении скважин, сейчас в первом приближении допустимо принимать, что нефтеотдача не зависит от числа скважин и их разме­щения, ибо, как мы увидим далее, при рациональных размещениях плотность сетки скважин на различных участках залежи почти одинакова.

Если бы при проектировании системы разработки той или иной залежи были бы известны все детали геологического строения, то с той или иной сте­пенью приближения прямыми расчетами или с помощью электромоделирования можно определить схему размещения скважин, близкую к оптимальной.

Однако на стадии проектирования систем разработки не известна в необ­ходимом объеме неоднородность продуктивных пластов. Поэтому, составляя тех­нологическую (генеральную) схему или проект разработки, нельзя разместить скважины с учетом реальной неоднородности пласта так, чтобы они наилучшим образом обеспечивали охват залежи процессом разработки.

Необходимые для выполнения этой задачи данные о неоднородности пласта обычно можно получить лишь после полного разбуривания сетки эксплуатаци­онных скважин (хотя бы даже и сравнительно редкой).

Поэтому единственно правильный и рациональный способ проектирования систем размещения скважин в реальных неоднородных нефтяных пластах — двухстадийное разбуривание. На первой стадии бурят добывающие и нагнета­тельные скважины по сетке, рациональной для этого режима работы в условиях однородного пласта. Эти скважины должны обеспечить необходимый уровень добычи нефти, по крайней мере, в первые 1015 лет и вовлечь в разработку ос­новную, наиболее монолитную часть пласта. Совокупность таких скважин может быть названа основным фондом скважин.

Данные бурения, геолого-геофизические и гидродинамические исследования этих скважин, а также опыт их эксплуатации дадут необходимые сведения о неоднородности пластов, на основании которых можно приступить ко второй стадии разбуривания залежи. Основная цель этих скважин  более полное во­влечение пласта в разработку главным образом за счет охвата неработающих или плохо работающих участков и, следовательно, повышение коэффициента нефтеотдачи. Скважины, разбуриваемые на второй стадии, можно назвать ре­зервными, так как они бурятся в помощь основным скважинам и лишь тогда, когда выясняются места, где они необходимы.

В зависимости от степени неоднородности пласта, соотношения вязкостей нефти и воды, плотности (или средней плотности) сетки основного фонда добывающих скважин, а возможно, также и от ряда других факторов число резервных скважин может изменяться в весьма широких пределах: от нескольких процентов по отношению к основному фонду до числа, сопоставимого, а в исключительных случаях, возможно, даже и большего, чем число скважин основного фонда.

Поэтому, чтобы правильно оценить технико-экономические показатели разработки за весь срок разработки или за сравнительно продолжительный период, нужно хотя бы приблизительно уже на стадии проектирования разработки установить число резервных скважин, которые следует пробурить на второй стадии разбуривания залежи.

Приведем некоторые принципиальные соображения о разновидностях резерв­ных скважин.

Рассмотрим вопрос о необходимости и целесообразности применения резерв­ных скважин в случае непрерывного пласта. В результате бурения и ввода в дей­ствие основного фонда скважин все участки нефтяной залежи такого пласта в той или иной степени будут вовлечены в процесс разработки. Правда, вследствие не­однородности пласта по проницаемости скорость процесса разработки на разных участках будет различной, но разрабатываться будут в основном все участки. В таком пласте в конечном счете при любом размещении скважин можно будет отобрать всю нефть, за исключением нефти, не отмываемой данной водой («связанной» нефти). Конечная нефтеотдача в этом пласте будет равна потенци­ально возможной при данном режиме нефтеотдачи. (Исключение здесь может составлять лишь нефть, содержащаяся в линзах низкой проницаемости, окруженных высокопроницаемыми породами, при условии гидрфобности пород).

Однако достижение потенциальной нефтеотдачи никогда не будет экономи­чески рентабельным, так как невыгодно эксплуатировать скважины до полного их обводнения.

В итоге, когда в последних скважинах обводнение достигнет предельного значения и дальнейшая эксплуатация будет нерентабельна, между этими сква­жинами останутся непромытые или плохо промытые участки — целики.

Между тем, если пробурить дополнительные специальные скважины по воз­можности в середине указанных участков, то из них можно будет извлечь опре­деленное количество дополнительной нефти еще до того, как эти скважины обводнятся до предела рентабельности их эксплуатации.

Понятно, что чем больше размеры этих целиков по площади и по толщине пласта, чем полнее коэффициент вытеснения и чем меньше стоимость скважин и затраты на их обслуживание, тем более эффективным будет бурение на них специальных скважин. Очевидно, существуют определенные соотношения между этими величинами, могущие служить критериями, определяющими условия це­лесообразности и экономической рентабельности бурения дополнительных сква­жин. Сейчас же ограничимся констатацией того факта, что на целики нефти, остающи­еся между последними эксплуатирующимися добывающими скважинами основ­ного фонда, может оказаться целесообразным бурение специальных дополнитель­ных скважин. Такие скважины могут буриться из фонда резервных. Указанные скважины называют обычно резервными скважинами первой категории. Целевое назначение этих скважин  повышение нефтеотдачи путем вовлечения в более интенсивный процесс разработки участков непрерывного пласта, недостаточно полно разрабатывающихся с помощью основного фонда добывающих скважин.

Рассмотрим прерывистый пласт, т. е. тот случай, когда на отдельных участ­ках нефтесодержащие коллекторы простираются на небольшие расстояния и со всех сторон окружены непроницаемыми или плохопроницаемыми породами. Такие формы залегания коллектора обычно именуются линзами, а иногда полу­линзами (если с одной стороны они выходят за пределы залежи).

Если линза вскрыта только одной скважиной, то нефть из нее будет извле­чена лишь в незначительных количествах за счет упругости; нефть водой в такой линзе не будет вытесняться. Чтобы линза разрабатывалась на режиме вытеснения, необходимо пробурить на нее хотя бы одну дополнительную скважину. Если первая скважина (из основного фонда) была добывающей, то вторая должна быть нагнетательной или наоборот. Если линза имеет большую толщину (большие запасы нефти), а стоимость сооружения и обслуживания скважин сравнительно невелика, может оказаться целесообразным пробурить на нее не одну, а несколько дополнительных скважин. Принято называть линзы, вскрытые одной скважиной основного фонда, линзами I вида. Такие линзы практически не разрабатываются при разбуривании залежи скважинами основного фонда, и лишь только с помощью дополнительных скважин из числа резервных скважин они могут быть вовлечены в разработку.

При внутрнконтурном заводнении в прерывистом пласте часть линз может быть вскрыта только нагнетательными скважинами. Эти линзы также не будут работать, так как пока продолжается разработка основного пласта скважины, вскрывшие эти линзы, работают как нагнетательные. Однако и после прекраще­ния закачки воды в эти скважины возможность использования части из них в ка­честве эксплуатационных весьма сомнительна. Кроме того, расстояние от нагне­тательных скважин до первого добывающего ряда обычно больше, чем между остальными добывающими скважинами. Поэтому указанные линзы могут иметь сравнительно большие размеры и, следовательно, содержать значительные за­пасы нефти. Консервация этих линз на долгие годы при наличии к тому же весьма сомнительной перспективы вовлечения их в разработку с помощью скважин, длительное время работавших в качестве нагнетательных, врядди целесообразна. Поэтому возникает вопрос о бурении на указанные линзы некоторого числа до­бывающих скважин из фонда резервных с целью вовлечения их в разработку.

Линзы, вскрытые только нагнетательными скважинами разрезающих рядов предложено называть линзами II вида.

В прерывистом пласте ряд линз может быть вскрыт только добывающими скважинами. Такие линзы называют линзами III вида. (Понятно, сюда не войдут линзы, вскрытые только одной скважиной, так как они уже отнесены к I виду). Линзы III вида могут быть вовлечены в разработку скважинами основного фонда лишь впоследствии, после выработки основного пласта. Однако ввиду того, что значительная часть запасов в таких линзах содержится за пределами фигуры стороны которой проходят через крайние скважины основного фонда, вскрывшие данную линзу, охват ее процессом вытеснения к моменту обводнения скважин до предела, за которым их эксплуатация становится нерентабельной, будет далеко не полным. Поэтому возникает вопрос о целесообразности повышения охвата про­цессом вытеснения линз III вида (а они могут быть весьма крупными) за счет бурения дополнительных скважин по периферийной части этих линз из фонда резервных скважин.

Кроме того, в прерывистом пласте могут быть линзы (их также можно назы­вать и полулинзами), которые, хотя и вскрыты как нагнетательными, так и добы­вающими скважинами, однако будут плохо охвачены процессом разработки, так как на них попало мало скважин основного фонда. На периферийной части таких линз может оказаться целесообразным, как и в случае линз III вида, буре­ние дополнительных скважин из числа резервного фонда. Условимся эти последние линзы называть линзами IV вида. Пласт (пропласток) с линзами всех четырех видов показан на рис.10.8.

Рис.10.8 Разновидности линз пластов-коллекторов: I-IV – соответствующие виды линз

Резервные скважины, целевым назначением которых будут увеличение нефте­отдачи (путем повышения коэффициента охвата) прерывистого пласта и которые бурятся на линзы всех четырех видов, принято называть резервными скважинами второй категории.

Заметим, что линзы I (безусловно) и II (почти наверняка) видов без приме­нения резервных скважин второй категории в процессе разработки практически не участвуют ни в начальной стадии, ни в конце разработки. Линзы III вида с по­мощью скважин основного фонда можно вовлечь в процесс разработки лишь на более поздней стадии, т. е. когда в результате обводнения некоторых скважин по основной непрерывной части пласта эти скважины можно перевести под нагне­тательные для таких линз. И только линзы IV вида вовлечены в разработку с са­мого начала за счет скважин основного фонда.

Однако во всех случаях возникает вопрос об оптимальном моменте бурения резервных скважин второй категории. С одной стороны, их бурение выгодно отложить на более позднее время, так как техника бурения совершенствуется и стоимость скважин снижается. Кроме того, имеющееся оборудование и материальные средства можно использовать в другом месте и благодаря задержке буре­ния резервных скважин получить определенный народнохозяйственный эффект (следует учитывать, что конечная нефтеотдача на рассматриваемой залежи не зависит или почти не зависит от времени разбуривания резервных скважин). С другой стороны, резервные скважины второй категории  не только средство повышения конечной нефтеотдачи, но также и средство повышения уровня те­кущей нефтедобычи (средство интенсификации разработки рассматриваемой за­лежи). С этой точки зрения выгодно их бурить раньше. Определить оптимальный момент разбуривания резервных скважин в общем виде невозможно, так как он зависит от многих конкретных условий.

Отметим, что в ряде случаев главным целевым назначением части резервных скважин может быть повышение уровня текущей нефтедобычи. Эти скважины не способствуют повышению конечной нефтеотдачи, но ускоряют разработку залежи. Принято называть такие скважины резервными скважинами третьей категории.

Основная область возможного применения этих скважин, по-видимому, — линзы III вида. Действительно, в этих линзах могут содержаться значительные запасы нефти (по существу это небольшие обособленные залежи), а благодаря сравнительно большим значениям толщины и проницаемости из них можно полу­чить неплохие дебиты скважин, в то же время основной фонд скважин для их разработки может быть использован не скоро, вероятнее всего на заключительной стадии разработки  через 15, 20 или 30 лет. Между тем бурение одной или не­скольких скважин на такую линзу из числа резервных и закачка воды позволит получить из нее нефть, уже в начальной стадии разработки. Таким образом, при определенных конкретных условиях бурение резервных скважин третьей категории на линзы III вида будет вполне целесообразно.

При определенных условиях бурение резервных скважин третьей категории будет также целесообразно и на линзы IV вида, которые могут очень слабо раз­рабатываться вследствие плохого поступления в их воды из действующих нагне­тательных скважин основного фонда. Бурение же под нагнетание воды одной или нескольких дополнительных скважин из числа резервных может значительно ускорить разработку таких линз. В других случаях для улучшения разработки этих линз иногда целесообразно бурить дополнительные эксплуатационные сква­жины из числа резервных.

Размещение скважин основного фонда

На стадии проектирования систем разработки наши познания о залежи и коллекторе, как правило, позволяют исходить лишь из идеализированной за­лежи — расчетной схемы, в которой пласт считается однородным или, в лучшем случае, идеализированно неоднородным, а форма залежи либо простой геометри­ческой фигурой (полоса, круг, кольцо, сектор), либо суммой таких простых фи­гур. Поэтому для определения рационального размещения скважин основного фонда следует исходить из решений об оптимальном размещении скважин, полу­ченных для однородных пластов и простых геометрических форм залежи.

Для напорных режимов при полосовой и круговой формах залежи эта проб­лема была исследована как при ряде упрощающих допущений, так в последние годы и в более полной постановке с применением современных быстродействую­щих автоматических цифровых вычислительных машин. Последние исследования показали, что в настоящее время целесообразно пользоваться формулами и графическими зависимостями, полученными при гидродинамическом исследовании проблемы в упрощенной постановке, поскольку они достаточно близки к более точным решениям.

Основные выводы этих исследований:

1. Существует определенное соотношение расстояний между рядами (бата­реями) скважин и между скважинами в рядах, при котором обеспечиваются наи­лучшие технико-экономические показатели при заданном сроке разработки (заданном среднем уровне добычи) и при заданном числе скважин (заданных ресурсах) по сравнению с любыми другими вариантами размещения скважин. Поэтому для каждого числа скважин при заданном числе одновременно работающих батарей для данной залежи существует единственное наилучшее число всех батарей скважин. Это позволяет избежать повторения в каждом проекте большого числа различных вариантов размещения одного и того же числа скважин.

2. В залежах или выделенных при внутриконтурном заводнении блоках полосовой формы нужна более редкая сетка скважин в первом (от контура нефте­носности) ряду и более плотная их в последнем ряду. В остальных рядах расстоя­ния между скважинами и между рядами должны быть одинаковыми.

Физически это объясняется тем, что скважины первого ряда эксплуатируются (до их обводнения) всего лишь один этап в отличие от других, работающих более долго (два-три этапа), а скважины последнего ряда после обводнения всех преды­дущих рядов эксплуатируются один этап (без помощи скважин других рядов).

3. В залежах круговой формы сгущение сетки скважин (при неподвижном контуре питания с внешней стороны залежи, например, законтурное заводнение) должно постепенно увеличиваться от периферии к центру. Помимо указанных факторов здесь сказывается то обстоятельство, что по мере продвижения водо-нефтяного контакта к центру залежи сокращается площадь разработки и умень­шается число одновременно работающих скважин.

Практически рациональное размещение скважин определяется следующим образом.

В полосообразной залежи при условии одновременной работы рядов по два расстояния между ними и между скважинами в рядах должны быть одинаковы. Исключение составляют первый и последний ряды. В этом случае справедливы формулы

; , (10.29)

; , (10.30)

где: a₁ – расстояние от первого ряда до контура нефтеносности;

a – расстояние между остальными рядами;

a_k – расстояние от последнего ряда до предпоследнего;

n₁ – число скважин в первом ряду;

n – число скважин в остальных рядах; n_k – число скважин в последнем ряду.

Если в полособразной залежи ряды буду работать по три одновременно, то следует воспользоваться формулами

; , (10.31)

; , (10.32)

В остальных рядах расстояния между скважинами и между рядами должны быть одинаковыми. Поскольку значения а₁, а_k и n₁ мало отличаются соответ­ственно от а и n, их в первом приближении можно брать равными и только число скважин в последнем ряду увеличивать на ⅓ при работе рядов по два и на ⅔ при работе рядов по три.

Поэтому следует пользоваться следующей методикой проектирования рацио­нальных сеток добывающих скважин на полосообразных участках залежей.

Задавшись наиболее вероятным для рациональной разработки залежи числом рядов, определяем расстояния между всеми рядами по формуле

, (10.33)

где: d — ширина полоособразного участка при одностороннем напоре.

С помощью номограммы (рис.10.9) по значению находим расстояния между скважинами 2σ_i, а следовательно, и число скважин.

Рис.10.9 Номограмма расстояний между скважинами в рядах

Затем по приведенным формулам определяем n₁, n_k и a₁, a_k. За радиус скважины r_c принимаем приве­денный радиус, учитывающий ее несовершенство.

Для круговых залежей или для участков, которые с той или иной степенью приближения можно представить в виде кольца либо секторов круга или кольца, решение получено в виде системы трансцендентных уравнений. Пользоваться этой системой для прямого решения практических задач невозможно. Поэтому построена расчетная диаграмма расположения рядов скважин (рис.10.10).

Рис.10.10 Расчетная диаграмма расположения круговых рядов скважин, r_н — радиус контура питания; r_с — приведенный радиус скважины; r_i —радиус i-го ряда скважин; λ₁  параметр плотности сетки

Задаемся числом рядов скважин. Если известен радиус внутреннего ряда, то, поделив его на радиус начального контура нефтеносности, определим соот­ветствующее значение r/r_н, на оси ординат. Затем проведем горизонтальную прямую до пересечения с кривой, номер которой соответствует числу рядов скважин, а отношение r_н/r_с наиболее близко к таковому для нашей залежи. От полученной точки проведем вертикаль, при пересечении которой с вышележащими соответ­ствующими кривыми на оси ординат определим радиусы всех остальных рядов (в долях от радиуса контура нефтеносности). Если радиус внутреннего ряда неиз­вестен, но известно, что залежь представляется полным кругом с центральной скважиной, тогда радиус внутреннего ряда определяется в точке пересечения ор­динаты одной из пяти нижних вспомогательных кривых с соответствующей основ­ной кривой. Дальнейшие операции полностью совпадают со случаем, описанным выше. Из той же диаграммы на горизонтальной оси находится параметр плотности сетки скважин λ₁. Затем вычисляются (r_с  приведенный радиус скважин) и значения для всехрядов.

Рассмотрим номограмму, представленную на рис.10.9. Соединив прямой точки на первой и второй (считая слева направо) вертикальных шкалах, соответ­ствующие вычисленным значениям, и продолжив ее до пересечения с третьей шкалой, найдем значения а для каждого ряда. Эти значения рациональны при работе рядов по одному. Чтобы получить расстояния между скважинами, наилуч­шие при- одновременной работе двух или трех рядов, нужно от точки пересечения на крайней правой шкале провести горизонталь до наклонной кривой ), а затем по вертикали вверх до кривых 2 или 3 вновь вернуться на шкалу σ. Этим путем определяют расстояния между скважинами во всех рядах.

Определение необходимого числа резервных скважин

Основная цель бурения резервных скважин первой и второй категории — увеличение конечной нефтеотдачи пласта. Одним из возможных критериев целе­сообразности бурения резервных скважин может служить себестоимость допол­нительной добычи нефти, которая не должна превышать определенный предел  предел рентабельной себестоимости, зависящей от качества добываемой нефти, местоположения данной залежи и др.

Непрерывный пласт. В таком пласте целесообразно бурение резервных скважин вдоль линии стягивания контуров нефтеносности. На основании анализа работ, проведенных рядом исследователей, количество нефти g, остаю­щейся в целиках между скважинами стягивающего ряда, можно выразить сле­дующим образом:

, (10.34)

где: h и m – соответственно средняя толщина и средняя пористость непрерывной части продуктивного пласта;

 - коэффициент перевода 1 м³ пластовой нефти в тонны;

 - коэффициент начальной нефтенасыщенности;

l – длина линии стягивания контуров нефтеносности;

f – коэффициент, зависящий от соотношения вязкостей нефти и воды;

N – число скважин в стягивающем ряду.

Из этой зависимости можно определить прирост извлекаемых промышленных запасов, приходящийся на одну дополнительную скважины:

, (10.35)

где: K_в – коэффициент вытеснения нефти водой.

Себестоимость дополнительной добычи нефти в первом приближении:

, (10.36)

где: З_к – средние капитальные затраты на бурение, оборудование и обустройство одной резервной скважины;

З_э – средние текущие эксплуатационные затраты на обслуживание одной эксплуатационной резервной скважины за весь срок ее работы.

Очевидно, бурение N скважины в стягивающем ряду будет оправданно, если (С_р – предельно рентабельная себестоимость нефти рассматриваемой залежи).

Тогда оптимальное число скважин в стягивающем ряду

, (10.37)

Зная число скважин основного фонда N₀, располагающихся на линии стягивающегося ряда, определим число необходимых резервных скважин

, (10.38)

Необходимо учитывать, что при выводе приведенных формул не учитывалось влияние неоднородности пород по проницаемости и пористости на образование целиков нефти между скважинами и на длину линии стягивания. Учет неодно­родности привел бы к увеличению размеров целиков нефти между скважинами стягивающего ряда. Однако, с другой стороны, при выводе приведенных формул предполагалось, что скважины отключаются после небольшого обводнения. Учет работы значительно обводненных скважин привел бы к уменьшению цели­ков нефти. Таким образом, обе эти неточности в какой-то мере компенсируются. Увеличение длины линии стягивания контуров нефтеносности в процессе проектирования точно установить невозможно. Ее можно определить лишь после расчета дебитов всех скважин основного фонда и толщин пласта на отдельных уча­стках, т. е. после разбуривания основной сетки скважин и определенного периода их эксплуатации. В этом случае учитываются как реальная неоднородность продуктивного пласта, так и особенности намеченной системы разработки. При проектировании длину линии стягивания контуров нефтеносности можно опреде­лить лишь исходя из формы залежи, считая пласт однородным. Затем ее увели­чивают на 20-40 % с учетом вероятной реальной неоднородности пласта.

Прерывистый пласт. В таком пласте целесообразно бурение резервных скважин второй и третьей категории. В настоящее время на стадии про­ектирования еще нельзя определить необходимое число скважин третьей ка­тегории до разбуривания и исследования скважин основного фонда. Число ре­зервных скважнн второй категории ориентировочно на основании изучения пре­рывистости пласта определить можно по аналогии с подобными разбуренными месторождениями.

Многие резервные скважины второй категории могут одновременно выпол­нять и функции резервных скважин третьей категории. Остановимся поэтому на методике определения необходимого числа резервных скважин второй катего­рии.

В качестве основного критерия, как и в случае непрерывного пласта, при­мем себестоимость нефти, дополнительно добываемой за счет резервных скважин. Причем себестоимость этой нефти не должна превышать предельно рентабельную себестоимость. Тогда для первой резервной скважины, бурящейся на линзу,

, (10.39)

где: V_п – промышленные запасы нефти в линзе в предположении стопроцентного охвата ее процессом разработки;

К_уд – коэффициент, показывающий среднее отношение числа скважин, вскрывших линзу, на которую они бурились, к общему числу пробуренных скважин;

К_охв – коэффициент охвата линзы процессом разработки.

Определим число необходимых резервных скважин для линз различного вида.

Линзы I вида. Линза этого вида вскрыта одной скважиной основного фонда, которая эксплуатируется за счет других прослоев или пластов. Определим условия целесообразности бурения на эту линзу второй скважины из числа ре­зервных. Как правило, эта скважина работает как нагнетательная. Однако не исключено, что будет целесообразным пустить новую скважину как добывающую, а первую скважину из основного фонда перевести под нагнетание воды в рассма­триваемую линзу. Так или иначе, ставится вопрос будет ли оправдано бурение одной дополнительной резервной скважины? При этом необходимо учитывать, что размеры и протяженность линзы известны грубо ориентировочно. Это учиты­вается коэффициентом удачи. Как показали проведенные исследования для первой резервной скважины, бурящейся на линзу I вида, в среднем из двух скважин только одна будет удачной, т. е. для этого случая К_уд = 0,5.

Отметим, что неудачные скважины могут использоваться по другому на­значению: в качестве пьезометрических, контрольных, наблюдательных или дополнительных добывающих скважин на основной пласт. В последнем случае можно получить некоторый прирост текущей добычи нефти, а, иногда и нефтеот­дачи.

Помимо вероятности непопадания скважин в линзу, необходимо также учи­тывать и неполноту охвата линзы процессом разработки.

Поскольку обе скважины в среднем расположены в линзе не наилучшим об­разом, а эксплуатация прекращается при неполном обводнении, существует какой-то средний коэффициент охвата линзы процессом вытеснения нефти водой. По данным исследований, для первой резервной скважины, бурящейся на линзу первого вида, К_охв = 0,5.

B этом случае нетрудно получить формулу, позволяющую определить ми­нимальные промышленные запасы нефти в линзе, на которую целесообразно провести одну резервную скважину

, (10.40)

При редкой сетке основного фонда эксплуатационных скважин и большой толщине продуктивного пласта на некоторые линзы I вида может оказаться выгодным пробурить еще две резервные скважины. Тогда минимальные про­мышленные запасы линзы, на которую помимо первой резервной скважины целе­сообразно пробурить еще две скважины

, (10.41)

Число всех резервных скважин для линз I вида

, (10.42)

где: n - число линз с промышленными запасами больше V_пI ,

а - число линз с промышленными запасами больше V_пI.

Линзы II вида. Коэффициент охвата определяется из предположения, что в основной сетке скважин имеются две нагнетательные скважины или больше, расположенных в одном ряду, а все резервные скважины будут добывающими.

Как показали проведенные исследования, в этом случае приближенно можно принять

, (10.43)

где: р – число резервных скважин, вскрывших рассматриваемую линзу.

Минимальные промышленные запасы, которые должны содержаться в линзе для того, чтобы было на ней выгодно бурить ррезервных скважин

, (10.44)

Тогда число резервных скважин, необходимых для бурения на линзу

(10.45)

Линзы III и IV видов. Периферийная часть линз III и IV видов по существу аналогична линзам II вида. Поэтому описанная методика применима и к этим линзам, но в отличие от них в этом случае в формулах вместо полных запасов линз принимают промышленные запасы нефти в отдельных элементах их периферийных частей.

Таким образом, из описания методики определения резервных скважин второй категории ясно, что для этого необходимы достаточно подробные сведения о всех линзах. Такие сведения можно получить лишь после разбуривания скважин основного фонда. Следовательно, описанную методику непосредственно можно использовать лишь на стадии составления уточненного проекта разработки или проекта доразработки залежи.

На основании геологического изучения рассматриваемого пласта (залежи) необходимо будет подобрать наиболее близкое к нему по степени и характеру прерывистости уже разбуренное месторождение. Затем, подсчитав потребное число резервных скважин второй категории для этого месторождения, использовать полученные цифры в относительном виде уже для рассматриваемого месторождения.