Вопросы методологии и новых технологий разработки месторождений природного газа. Часть III (Сборник научных трудов), страница 111

Во-вторых, скважины, пробуренные первыми в высокопрони­цаемых участках залежей, имеют и значительно большие удельные объемы дренирования, чем вводимые затем скважины, которые уда­лены от центральных участков к окраинным зонам, представленным, как правило, коллекторами с более низкими ФЕС.

В-третьих, первыми на месторождениях отрабатываются наибо­лее высокопроницаемые разности, затем все менее проницаемые кол­лектора. В конце разработки газ отбирается,по существу, преимуще­ственно из низкопроницаемых участков.

Итак, основную роль в разнодебитности скважин играет их раз­новременный ввод в эксплуатацию, концентрация весьма значитель­ного числа "первых" скважин в наиболее продуктивных частях зале-

259

жей и их форсированные рабочие дебиты. Указанные обстоятельства создают идеальные условия для неравномерной отработки зале­жей [6, 7].

По этим причинам рассчитанные на стадии проектирования раз­работки месторождений природных газов основные параметры всегда приводят, как показала практика, к существенному завышению рас­четных величин дебитов газа "поздних" скважин и соответственно уменьшению их числа, по сравнению с технологически необходимым для разработки все более низкопроницаемых коллекторов скважин-ным фондом

Наряду со значительным числом конкретных предложений, ра­нее изложенных в работах [2, 3, 5, 7], следует добавить: необходима геологическая информация о дифференциации запасов газа в преде­лах залежи уже на стадии ОПЭ, что позволит правильно расставить скважины на структуре и осуществить затем относительно равномер­ную их отработку с назначением энергосберегающих рабочих деби­тов скважин [7, 8].

Литература

1.  Козлов А.Л., Минский Е.М Основные принципы рациональ­
ной разработки газовых месторождений // Вопросы разработки и экс­
плуатации газовых месторождений. М: ВНИИГАЗ, 1953. С.3-52.

2.  Закиров С.Н. Теория и проектирование разработки газовых и
газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1989. 334 с.

3.  Виноградов В.Н., Савченко ВВ., Жиденко Г.Г. Техногенные
последствия неравномерного ввода скважин в эксплуатацию //Межву­
зовская научно-техническая программа "Нефтегазовые ресурсы". М.:
ГАНГ, 1994. СП5-118.

4.  Савченко В.В., Жиденко Г.Г. Неравномерность производи­
тельности скважин, введенных в эксплуатацию в разное время// Меж­
вузовская научно-техническая программа "Нефтегазовые ресурсы".
М.:ГАНГ, 1995. С.1ОЗ-11О.

5.  Савченко В.В. Влияние геологических и промысловых факто­
ров на конечную газоотдачу месгорождений//НТО. Сер. Разработка
и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.:
ВНИИЭГазпром, 1975. 49 с.

260

Вопросы методологии и новых технологий разработки

месторождений природного газа
ВНИИГАЗ                                                                                  1998

Ю. М. Каитаров (Ямвурггаздовы ча)

МЕТОДИКА РАСЧЕТА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО

РЕЖИМА РАБОТЫ СКВАЖИН ПРИ ИХ

КУСТОВОМ РАСПОЛОЖЕНИИ

На крупных газовых месторождениях севера Тюменской облас­ти применяется, в значительной степени оправдав себя, кустовой ме­тод расположения эксплуатационных скважин. Суть этого метода (применительно к Ямбургскому месторождению) состоит в том, что скважины группируются в кусты по 4-8 с расстояниями между их устьями 50 м. В каждом кусте имеется 1-2 вертикальные скважины, остальные - наклонные с отклонением забоев до 250-300 м при глу­бине залегания сеноманского горизонта 1100 м. Все скважины куста имеют единую обвязку и работают в один шлейф. Причем, за редким исключением, с каждого куста газ поступает на УКПГ по своему шлейфу. Расстояние между кустами составляет до двух км в цен­тральной части и более - на периферии. Особенности работы кусто­вых скважин;