Совершенствование разработки трудноизвлекаемых запасов на основе комплексного анализа информации — страница 9

  • Просмотров 886
  • Скачиваний 18
  • Размер файла 266
    Кб

показатели разработки пятиточечной системы размещения, определенной на Харампурском месторождении как оптимальной, и адаптивной сетки скважин. Сформулированы принципы адаптации сетки к условиям сдвиговых дислокаций: 1) под адаптивной понимается сетка скважин, где нагнетательные скважины расположены непосредственно вдоль и по обе стороны непроницаемого экрана, с целью выравнивания профиля нагнетания, посредством

отражения гидравлических потоков от непроницаемых экранов. Добывающие скважины размещаются в окрестности нагнетательных скважин на расстоянии, соответствующем принятой в проекте разработки плотности сетки скважин. Ориентировка рядов добывающих скважин – субмеридиональная (вдоль оси максимальных нормальных сжимающих напряжений); 2) частичное перепрофилирование нагнетательных и добывающих скважин – с учетом разломов на

разбуренных участках; 3) изменение геометрии сеток добывающих и нагнетательных скважин – переход на квадратную пятиточечную систему; 4) приведение направления стволов эксплуатационных скважин в соответствие с ориентировкой осей напряжений и направлением фильтрационных токов методами ГТМ и МУН: ЗБС и ЗБГС, ГС скважин должны иметь субмеридиональное простирание (параллельно оси максимальных нормальных сжимающих напряжений).

5) проектный фонд скважин на неразбуренном участке Харампурского месторождения расставляется с учетом полученной зависимости безводной добычи нефти от пространственного расположения забоя скважины относительно разлома. Количество нагнетательных и добывающих скважин для пятиточечной адаптивной сетки одинаковое (всего скважин в блоке – 38). Фильтрационно-емкостные свойства также одинаковы и приняты на основании

обоснованной геологической модели. При прогнозных расчетах определилось, что падение давления в районе расположения непроницаемых экранов существенно выше, чем в удаленных от экранов зонах. По фактической динамике пластового, забойного давлений и коэффициента продуктивности по действующим скважинам горизонта Ю1 выявлена прямая зависимость коэффициента продуктивности от пластового давления (рисунок 2): со снижением

пластового давления снижается коэффициент продуктивности. Такое заметное реагирование коэффициента продуктивности, рост газового фактора с первых лет разработки, переход работы скважин на режим растворенного газа, подтверждающийся наличием зон с повышенным газосодержанием, позволяет предположить, что давление насыщения нефти газом на месторождении было принято ниже действительного, реальное давление насыщения по