Учебное пособие по одноименному курсу для студентов специальности 1-51 02 02 «Разработка нефтяных и газовых месторождений»

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 всех рядов.
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;