Помимо разрезания на блоки и полосы применяют и другие варианты внутри контурного, заводнения центральное внутриконтурное заводнение, сводовое (осевое), головнею, очаговое, площадное, избирательное.
Внутриконтурное нагнетание по сравнению с законтурным позволяет увеличить темп добычи нефти в среднем в 2—3 раза, снижает расход нагнетаемой воды, уменьшает утечку воды, ускоряет ввод залежи в разработку, облегчает обустройство промысла.
• Центральное внутриконтурное заводнение— с расположением нагнетательных скважин в центре залежи по кольцу, охватывающему не более 5 % всей площади залежи — целесообразно для пластов с низкой проницаемостью в законтурной и приконтурной частях. В этом случае центральное внутриконтурное заводнение применяется самостоятельно. На очень крупных залежах нефти оно обеспечивает сокращение срока разработки и создание условий для эффективного извлечения запасов нефти.
Применение указанной системы разработки с расположением нагнетательных скважин по кольцу, охватывающему площадь более 5 % всей залежи, менее рационально, поскольку образующийся при этом двухсторонний фронт движения нагнетаемой воды затрудняет контроль за обводнением за обводнением залежи.
Сводовое (осевое) заводнение производится путем закачки воды в нагнетательные скважины, расположенные по осевой линии складки (рис. 83). Оно было осуществлено на месторождениях Уиссон (Арканзас) в 1948 г. и Келли-Снайдер (Западный Техас) в 1954 г. Такой метод воздействия на пласт избран в связи со значительным ухудшением проницаемости и выклиниванием пласта в периферийной зоне.
Указанная система применялась также при разработке кумского горизонта Новодмитриевского месторождения в Краснодарском крае, пластов группы А Усть-Балыкского месторождения в Западной Сибири.
Головное заводнение — нагнетание воды — производится в повышенные (головные) участки залежи нефти. Этот метод применялся на некоторых месторождениях Апшеронского полуострова в связи с ухудшением коллекторских свойств в законтурной зоне и значительной вязкостью нефти. Нагнетаемая вода на одном из участков площади Бинагады двигалась сплошным фронтом, и ее максимальная скорость достигала 30 м/мес. Эффект воздействия оказался благоприятным и по ряду эксплуатационных скважин получен дополнительный прирост добычи нефти.
Очаговое заводнение проводится на отдельных участках, главным образом для выработки запасов нефти из отдельных линз. Оно применится как дополнение к основной внутриконтурной или законтурной системам заводнения в целях более полного охвата залежи заводнением. Поэтому очаговые скважины бурят в зонах, где из-за прерывистото залегания пластов или вследствие их значительной неоднородности по проницаемости отдельные участки залежи оказываются не охваченными процессом вытеснения нефти водой.
При площадном заводнении скважины размещаются либо по линейной системе, либо по пятиточечной, семиточечной и другим системам.
Избирательное заводнение является разновидностью площадного и очагового заводнения и применяется на залежах нефти со значительной неоднородностью коллекторов и резкой изменчивостью мощности продуктивного пласта. В этом случае залежь разбуривается по равномерной треугольной или квадратной сетке и все скважины вводятся в эксплуатацию. Затем на основе опытной эксплуатации скважин и сопоставления их разрезов выбирают из числапробуренных скважин пригодные для нагнетания воды. Разрезы в этих нагнетательных скважинах должны иметь достаточную мощность, повышенную проницаемость и наибольшую связь с соседними скважинами в целях наибольшего охвата заводнением площади залежи.
Избирательная система с успехом применяется в Татарии для залежей нефти ннжнекаменноугольного возраста, характеризующихся большой неоднородностью и повышенной вязкостью нефти (до 18—20дПа-с).
Нефтяные пласты с карбонатными коллекторами порового типа по своей гидродинамической характеристике очень близки к пластал терригенных коллекторов (хотя имеют более неоднородное строение), поэтому системы заводнения этих пластов в принципе не должны отличаться от рассмотренных выше систем для песчаных коллекторов.
Характерной особенностью залежи нефти в карбонатных коллекторах является широко распространенное явление затрудненной гидродинамической связи между залежью и пластовой водонапорной системой, поэтому применение законтурной системы заводнения при разработке залежи в карбонатных коллекторах в большинстве случаев неэффективно.
Основными системами заводнения залежей, приуроченных к карбонатным коллекторам, должны быть системы внутриконтурного заводнения, так как большинство продуктивных карбонатных пластов отличаются низкой гидропроводностью высокой неоднородностью коллектора и. значительной степенью прерывистости. Наиболее эффективны для карбонатных коллекторов порового типа интенсивные системы заводнения вплоть до применения площадной системы.
В заключение следует подчеркнуть, что эффективность применения методов заводнения в значительной степени зависит от вязкости нефти, а именно: 1) при вязкости нефти до 25— 30 мПа. с можно применять необработанную воду, целесообразнее закачка пластовой воды, обработанной ПАВ к другими химическими реагентами; 2) при вязкости нефти от 25—30 до 50—60 мПа-с закачиваемая вода должна обрабатываться загустителями и другими химическими реагентами, снижающими соотношение вязкостей нефти и воды; 3) при вязкости нефти более 60—70 мПа-с применение заводнения нецелесообразно и разработка залежи должна осуществляться с помощью тепловых и других методов воздействия. Необходимо также иметь в виду, что эффективность методов заводнения зависит не только от вязкости нефти, но и от ряда основных геолого-физических показателей пласта — его литолого-физической характеристики, коллекторских свойств, особенно проницаемости, степени неоднородности и т. п.
Список используемой литературы
Биберман М.И., Боярко А.А. / Геология общая, нефтегазовая, нефтепромысловая, Краснодар. Издательство КСЭИ, 2008 г. С 192, табл.14, ил 102
29-04-2015, 00:34