Резервный фонд скважин

Цель бурения скважин резервного фонда — вовлечение в раз­работку недренируемых основным фондом скважин линз и отдель­ных участков пласта для обеспечения оптимального экономически целесообразного коэффициента нефтеотдачи, выполнения проектного темпа разработки месторождения и сохранения дости­гнутого уровня добычи нефти на возможно длительное время. В непрерывном пласте необходимое число скважин резервного фонда вдоль линии стягивания контуров нефтеносности.

где п_оп — оптимальное число скважин в стягивающем ряду; n_ос — число скважин основного фонда, располагающихся на линии стягивающего ряда.

Оптимальное число скважин в стягивающем ряду [1]

где L — длина линии стягивания в м; h — средняя мощность непрерывной части продуктивного пласта в м; т_э — средняя пористость непрерывной части пласта; α — коэффициент перевода для нефти из объемных единиц в пластовых условиях в единицы массы на поверхности; s_CB — насыщенность норового простран­ства остаточной водой; f — коэффициент, -зависящий от соотноше­ния вязкостей нефти и воды (μ ₀ = μ _н/μ _в); К_В — коэффициент вытеснения нефти водой; С_р — предельно рентабельная себесто­имость для нефти рассматриваемой залежи в руб/м³; ξ — коэф­фициент, учитывающий увеличение расчетной длины стягивающего ряда за счет неоднородности пласта, принимаемый обычно равным 1, 25—4; З_к — средние капитальные затраты на бурение, оборудо­вание и обустройство одной скважины резервного фонда в руб.; З_э — средние текущие эксплуатационные затраты на обслужива­ние одной эксплуатационной скважины резервного фонда за весь срок ее работы в руб.

В прерывном пласте число скважин резервного фонда зависит от характера его прерывистости и обусловливается наличием раз­личных линз в нем.

В качестве основного критерия для бурения скважин резерв­ного фонда принимается себестоимость дополнительно добывае­мой нефти

где К_УД — коэффициент удачи при бурении скважин резервного фонда на линзу, показывающий среднее отношение числа скважип, вскрывших линзу, на которую они бурились, к общему числу пробуренных скважин; V_П — промышленные запасы нефти в линзе в предположении 100%-ного охвата ее процессом разработки; К_охл — коэффициент охвата линзы процессом разработки.

Промышленные запасы нефти в линзе

где V — объем коллектора в данной линзе.

По данным Ю. II. Борисова, И. В. Козлова и 3. К. Рябининой, для линз первого вида (линзы, вскрытые одной скважиной основного фонда) при бурении одной скважины резервного фонда К_УД = 0, 5 и К_охл = 0, 5. Тогда минимальные промышленные запасы нефти в линзе, па которую целесообразно пробурить одну скважину резервного фонда, определяемые по формуле (VII.2), будут

При редком размещении основного фонда скважин, когда на линии может оказаться выгодным пробурить еще две скважины резервного фонда, принимается К_УД = 0, 75 и К_охл = 0, 187. Тогда минимальные промышленные запасы, при которых целе­сообразно пробурить эти скважины,

Число всех скважип резервного фонда для линз первого вида

гдо п_б — число линз с промышленными запасами больше V_п1 n_я — число линз с промышленными запасами больше V'_n1.

Для линз второго вида (линзы, вскрытые только нагнетатель­ными скважинами) предполагается, что в основной сетке скважин имеются две и больше нагнетательных скважин, расположенных в одном ряду, а все скважины резервного фонда будут эксплуата­ционными.

Минимальный промышленный запас в лицзе, на которую выгодно бурить т скважин резервного фонда, определяется по формуле

Этот запас нодсчитывается, последовательно задаваясь рядом целых значений т (начиная с 1, принимая K^/_УД = 0, 75).

Число скважин резервного фонда, которые целесообразно бурить в каждой линзе, определяется приближенно но формуле

Результат округляется до ближайшего целого числа. Число скважин резервного фонда для линз третьего и четвер­того видов (линзы, вскрытые несколькими эксплуатационными скважинами, и линзы, вскрытые эксплуатационными и нагнета­тельными скважипами) вычисляется аналогично условиям линз второго вида, но в отличие от полных запасов нефти в линзах учитываются лишь запасы отдельных элементов их периферий­ных частей.

Число скважин резервного фонда в трещиноватом пласто уста­навливают предварительно в технологических схемах и уточняют в проектах разработки нефтяного месторождения с учетом дан­ных, полученных при разбуривании и эксплуатации основного фопда скважин. Здесь же определяется местоположение их. Большая часть скважин резервного фонда бурится на более позд­ней стадии разработки, в осповпом в центральной части объекта (с целью частичной замены выбывших из эксплуатации обводнен­ных скважин) и па участках стягивания контуров нефтеносности.