Методические приемы детальной корреляции скважин. 4 страница

По изучаемой залежи должны быть получены данные о ее размерах, степени сообщаемости залежи с законтурной областью, о строении и свойствах пласта-коллектора в пределах залежи, фазовом состоянии и свойствах пластовых нефти и газа, термобарических условиях продуктивного пласта.

Введенные ранее в разработку залежи того же горизонта с близкой геолого-физической характеристикой, для которых природный режим установлен достаточно надежно, могут быть использованы в качестве аналога при определении режима новой залежи. В комплексе перечисленные данные обычно бывают остаточными для определения природного режима новой залежи.

В случаях, когда косвенных геологических данных оказывается недостаточно, необходим ввод нефтяной залежи или ее части в непродолжительную пробную (опытную) эксплуатацию с организацией контроля за изменением пластового давления в самой залежи и в законтурной области, за поведением промыслового газового фактора, обводненностью скважин, их продуктивностью. Особое внимание следует уделять изучению взаимодействия залежи с законтурной областью и активностью последней путем наблюдения за давлением в законтурных (пьезометрических) скважинах. При расположении их на разном удалении от залежи может быть выявлен не только сам факт этого взаимодействия, но и характер общей воронки депрессии в пласте. Для получения нужных сведений в относительно короткий срок отборы нефти из залежи должны быть достаточно высокими, поэтому кроме разведочных скважин для пробной эксплуатации бурят опережающие добывающие скважины.

Газовые залежи разрабатывают без искусственного воздействия на пласт, поэтому промышленная добыча газа может быть начата, когда возможный режим залежи по косвенным геологическим и другим данным установлен лишь предварительно. Вместе с тем правильное определение природного режима и энергетических возможностей газовых залежей имеет огромное значение для обоснования динамики добычи газа, пластового давления, масштабов и закономерностей обводнения скважин и соответственно для решения вопросов обустройства месторождения, выбора количества скважин и принципов их размещения, выбора интервалов перфорации и др. Исходя из этого, для определения природного режима используют данные начального периода разработки залежи.

В этот период устанавливают характер кривой, отражающей зависимость (Pпл/Z) – SQ. Учитывая, что прямолинейную зависимость не всегда можно однозначно истолковать в пользу газового режима, необходимо одновременно обеспечивать получение дополнительных данных. Так, следует организовать контроль за поведением ГВК с помощью геофизических методов и путем наблюдения за обводнением скважины. Обязателен контроль за поведением давления в пьезометрических скважинах, вскрывших водоносную часть пласта за контуром нефтеносности и под ГВК. Неизменность пластового давления в этих скважинах указывает на то, что значительные отборы газа из залежи не оказывают влияния на водонапорную систему и что залежи свойствен газовый режим. Снижение давления в пьезометрических скважинах, наоборот, свидетельствует о наличии гидродинамической связи с законтурной областью и о внедрении воды в залежь, т. е. об упруговодогазонапорном режиме последней.

Контрольные вопросы к главе 5.3

1. Что понимают под пластовым давлением?

2. Какое давление называют забойным?

3. Для чего пользуются вертикальным градиентом пластового давления grad p?

4. Что понимают под гидростатическим пластовым давлением?

5. В результате чего образуется сверхгидростатическое пластовое давление

6. Какие три элемента можно выделить в водонапорной системе?

7. Для чего нужен контроль за температурой в пласте?

8. Что характеризует геотермический градиент

9. Что называют природным режимом залежи?

10. Какой вид природного режима характерен для залежей, приуроченных к элизионным водонапорным системам?

11. По каким критериям определяют природные режимы?

12. В каких случаях может действовать гравитационный режим?

13. Какие геологические условия способствуют проявлению газонапорного режима?

5.4. Общие сведения о запасах нефти, газа и конденсата

5.4.1. Понятие «запасы углеводородов»

Запасы нефти и газа – важнейший показатель значимости залежи, месторождения, района и т. п.

Запасы – это масса нефти и конденсата и объем газа на дату подсчета в выявленных, разведанных и разрабатываемых залежах, приведенные к стандартным условиям.

В соответствии с этим определением можно говорить о запасах отдельного слоя, пласта, любой части геологического тела, месторождения, группы месторождений и т. п. Процедуру определения количества УВ называют подсчетом запасов.

В настоящее время в стране действует Временная классификация запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов, утвержденная в 2001г.

Категории запасов – интегральный показатель степени изученности и подготовленности залежи или ее части к разработке.

Запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, по степени изученности подразделяются на разведанные - категории А, В, C₁ и предварительно оцененные – категория С₂.

Ресурсы этих же полезных ископаемых и содержащихся в них компонентов по степени их обоснованности подразделяются на перспективные – категория С₃, прогнозные локализованные – категория Д_1л ипрогнозные – категории Д₁ и Д₂.

Ресурсы – это масса нефти и конденсата и объем газа на дату оценки, приведенные к стандартным условиям, в указанных выше объектах.

При оценке запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них, имеющих промышленное значение, компонентов подсчитываются и учитываются:

- геологические запасы - количество нефти, газа, конденсата, находящееся в недрах;

- извлекаемые запасы - часть геологических запасов, извлечение которых из недр на дату подсчета запасов экономически эффективно в условиях конкурентного рынка при рациональном использовании современных технических средств и технологии добычи с учетом соблюдения требований по охране недр и окружающей среды.

Различают начальные и текущие запасы нефти, газа и конденсата.

Начальные балансовые (соответственно начальные извлекаемые) запасы УВ – это запасы залежи или месторождения начала разработки. Текущие балансовые (соответственно текущие извлекаемые) запасы – это запасы, составляющие на определенную дату разность между начальными запасами и накопленной добычей.

Подсчетом начальных запасов завершается цикл геолого-разведочных работ и начинается этап подготовки залежи углеводородов к вводу в промышленную разработку.

Очевидно, что запасы нефти и газа представляют собой величину, производную от формы и внутренней структуры залежи. Поэтому достоверность оценки запасов не только количественно, но и с точки зрения условий их извлечения в процессе разработки зависит от того, насколько правильно составлена статическая модель залежи. При подсчете запасов должна быть оценена степень сложности условий залегания нефти и газа, выявлены такие особенности строения залежей, которые играют значительную роль при выборе системы разработки и неучёт которых может существенно сказаться на технико-экономических показателях разработки и в первую очередь на величине коэффициента извлечения нефти.

Важную роль играет пересчет начальных запасов в процессе разработки, выполняемый, как правило, в условиях, когда по залежи накоплен уже большой объем геологической информации и имеется значительный опыт ее эксплуатации. Пересчет производится обычно перед составлением каждого нового проектного документа на дальнейшую разработку. Обобщение геологической информации при пересчете позволяет детализировать статическую модель залежи.

5.4.2. Коэффициенты извлечения нефти, газа, конденсата

Количественно доля запасов (нефти, газа, конденсата), которая может быть извлечена, определяется: для нефти коэффициентом извлечения нефти (КИН), для газа и конденсата соответственно коэффициентами извлечения газа и конденсата.

Исследуя физико-химические свойства этих УВ, наиболее сложным является определение коэффициента извлечения нефти (КИН). По каждому нефтяному эксплуатационному объекту, вводящемуся в разработку, расчет выполняется специализированной научной организацией и после согласования с заинтересованными сторонами утверждается Государственной комиссией по запасам Российской Федерации (ГКЗ РФ). Коэффициент извлечения газа по отдельным газовым объектам не рассчитывают, а принимают, исходя из имеющегося опыта в целом по газовой отрасли, равным 0,8.

Остановимся подробнее на физической сущности коэффициента извлечения нефти (КИН) и методах его расчета

В общем виде коэффициент извлечения нефти может быть выражен как отношение количества нефти, извлеченной на поверхность – Q_извл. к начальным геологическим запасам нефти залежи Q_н.геол.

(5.30)

Коэффициент извлечения за все время разработки залежи называется конечным, за некоторый промежуток времени с начала разработки называется текущим.

Имеется несколько способов расчета конечного (проектного) КИН:

· статистический, основанный на полученных с помощью многофакторного анализа статистических зависимостей между конечными КИН и определяющими его различными геолого-физическими и технологическими факторами;

· покоэффициентный, основанный на определении значений ряда влияющих на КИН коэффициентов, учитывающих геолого-физическую характеристику конкретной залежи нефти и особенностей предлагаемой к внедрению системы разработки;

· основанный на технологических расчетах показателей нескольких вариантов систем разработки, выполненных путем моделирования процесса фильтрации на трехмерных математических моделях конкретной залежи нефти.

Покоэффициентный метод важен потому, что он наиболее полно раскрывает физическую сущность КИН. По этому методу конечный КИН обычно выражается в виде произведения коэффициентов вытеснения (К_выт), охвата процессом вытеснения (К_охв)и заводнения (К_зав):

(5.31)

Коэффициент вытеснения – это отношение количества нефти, вытесненного при длительной интенсивной (до полного обводнения получаемой жидкости) промывке объема пустотного пространства коллектора, в который проникла вода, к начальному количеству балансовых запасов нефти в этом объеме. По существу, коэффициент вытеснения показывает предельную величину нефтеизвлечения, которую можно достигнуть с помощью данного рабочего агента.

Коэффициент охвата К_охв – это отношение объема пустотного пространства, занятого вытесняющим агентом (охваченного процессом вытеснения), к общему объему пространства коллекторов изучаемого объекта, содержащих нефть. Этот коэффициент характеризует долю пород-коллекторов, охватываемых процессом фильтрации при данной системе разработки.

Коэффициент заводнения К_зав. характеризует потери нефти в объеме, охваченном процессом вытеснения из-за прекращения ее добычи по экономическим соображениям при обводненности продукции скважин менее 100 %. Он зависит от степени неоднородности пласта по проницаемости, соотношения вязкостей нефти и вытесняющего агента, принятой предельной обводненности добываемой продукции. Надежных методов расчета К_зав не создано. Обычно он оценивается либо по эмпирическим формулам, учитывающим влияющие на него параметры, либо принимается экспертно. Расчет КИН, выполненный покоэффициентным или статистическим методами, нередко допускает субъективизм и неопределенность. Это вызвано как множеством факторов, влияющих на КИН, и невозможностью полного их учета, так и отсутствием надежных методов определения степени влияния каждого из них.

Наиболее полно учесть все многочисленные факторы, влияющие на конечный КИН, позволяет третий способ – геолого-математическое моделирование процессов фильтрации на трехмерных моделях.

С этой целью на базе детальных адресных геолого-промысловых моделей создаются статические геолого-математические трехмерные модели, отражающие изменчивость свойств коллекторов по объему залежи.

Затем на базе статических трехмерных моделей, путем моделирования процессов фильтрации в трехмерном пространстве и вытеснения нефти рабочим агентом к забоям добывающих скважин, с помощью компьютерной программы создается динамическая модель эксплуатационного объекта.

При желании, на монитор компьютера можно вывести и зафиксировать состояние залежи на любой момент времени. В результате получают расчет проектных технологических показателей разработки по годам эксплуатации и за отдельные периоды – 10, 20, 40 лет, вплоть до конца разработки.

При оптимизации КИН возможны два различных подхода.

В основу оптимизации может быть положено стремление обеспечить максимальное использование запасов недр, т. е. получение наибольшего КИН, при этом другие признаки, в том числе и экономические, учитываются как второстепенные. В этом случае обоснованное значение КИН можно назвать технологическим.

Если доминирует экономический критерий, предусматривающий получение максимальной прибыли, обоснованное значение КИН можно назвать экономическим.

Различия в технологических и экономических значениях КИН наиболее значительны при низкой продуктивности и сложном геологическом строении залежей.

Контрольные вопросы к главе 5.4

1. Что такое запасы нефти?

2. На какие категории по степени изученности подразделяют запасы нефти?

3. Запасы какой категории имеют более высокую степень изученности?

4. Что такое ресурсы и на какие категории они подразделяются?

5. Что характеризует коэффициент извлечения нефти?

6. Какой из методов наиболее полно раскрывает физическую сущность КИН.

7. Что характеризует коэффициент заводнения?

5.5 Геологическое обоснование методов и систем разработки нефтяных и газовых месторождений

5.5.1 Системы разработки и геологические данные для их проектирования

В нашей стране каждое месторождение вводится в разработку в соответствии с проектным документом, составленным специализированной научно-исследовательской организацией и предусматривающим ту систему разработки, которая наиболее рациональна для данного месторождения его геолого-физическими особенностями.

Под системой разработки месторождения понимают совокупность технологических и технических мероприятий, обеспечивающих извлечение нефти, газа, конденсата и попутных компонентов из пластов и управление этим процессом.

В зависимости от количества, мощности, типов и фильтрационной характеристики коллекторов, глубины залегания каждого из продуктивных пластов, степени их гидродинамической сообщаемости и т. д. система разработки месторождения может предусматривать выделение в его геологическом разрезе одного, двух и более объектов разработки (эксплуатационных объектов).

При выделении на месторождении двух или более объектов для каждого из них обосновывается своя рациональная система разработки. Будучи увязаннымимежду собой, системы разработки отдельных эксплуатационных объектов составляют рациональную систему разработки месторождения в целом.

Рациональной называют систему разработки, которая обеспечивает возможно более полное извлечение из пластов нефти, газа, конденсата и полезных попутных компонентов при наименьших затратах. Рациональная система разработки должна предусматривать соблюдение правил охраны недр и окружающей среды, полный учет всех природных, производственных и экономических особенностей района, рациональное использование природной энергии залежей, применение при необходимости методов искусственного воздействия на пласт.

В основе выбора системы разработки месторождений УВ лежит геолого-промысловое обоснование технологических решений:

1. выделение эксплуатационных объектов на многопластовом месторождении;

2. необходимость применения метода искусственного воздействия на залежь или целесообразности разработки объекта с использованием природной энергии;

3. при необходимости – о методе воздействия и его оптимальной разновидности; о соответствующем взаимном размещении нагнетательных и добывающих скважин на площади:

4. плотности сетки скважин;

5. градиенте давления в эксплуатационном объекте;

6. комплексе мероприятий по контролю и регулированию процесса разработки.

По каждому из названных пунктов должны приниматься решения, наиболее полно отвечающие геологической характеристике эксплуатационного объекта.

Обоснование выделения эксплуатационных объектов и оптимальных вариантов систем разработки каждого из них базируется на сформированной к началу проектных работ геологической модели каждой из залежей и месторождения в целом.

Геологическая модель представляет собой комплекс промыслово-геологических графических карт и схем, цифровых данных, кривых, характеризующих зависимости между различными параметрами залежей, а также словесное описание особенностей залежей.

Среди графических карт и схем обязательны: сводный литолого-стратиграфический разрез месторождения; схемы детальной корреляции; структурные карты, отражающие тектоническое строение эксплуатационного объекта; карты поверхностей коллекторов объекта с нанесением начальных контуров нефтегазоносности; геологические профили по эксплуатационному объекту с отражением условий залегания нефти и газа; карты распространения коллекторов (для каждого пласта в отдельности); карты полной, эффективной, эффективной нефтенасыщенной и газонасыщенной толщины в целом по объекту и по отдельным пластам. При специфических особенностях залежи приводятся необходимые дополнительные карты и схемы (схема обоснования положения ВНК и ГВК, карты распространения коллекторов разных типов, проницаемости и др.).

Количественными значениями характеризуются пористость, проницаемость, начальная нефте-, газонасыщенность пород-коллекторов; полная, эффективная, эффективная нефте-, газонасыщенная толщина, толщина проницаемых разделов между пластами; физико-химические свойства пластовых нефти, газа, конденсата, воды. При этом для каждого параметра указываются: число определений разными методами и число исследованных скважин; интервалы значений; оценка неоднородности на всех иерархических уровнях; среднее значение по объектам в целом и по его частям, изучаемым на разных уровнях.

К группе параметров с количественными значениями относятся также: статистические ряды распределения проницаемости; неоднородность пластов (соотношение объемов коллекторов разных типов, коэффициенты песчанистости, расчлененности, прерывистости, слияния и др.): термобарические условия; результаты проведенных в лабораторных условиях физико-гидродинамических исследований вытеснения нефти, -газаагентами, использование которых предполагается при разработке объекта.

К важнейшим цифровым данным, необходимым для проектирования, относятся: балансовые и извлекаемые запасы нефти, газа, конденсата, ценных попутных компонентов; размеры площади нефтеносности; ширина, длина и высота залежи; размеры частей залежи – чисто нефтяной, водонефтяной, нефтегазовой, газоводяной. В числе кривых, характеризующих зависимости между параметрами, приводят кривые зависимости физических свойств нефти и газа от давления и температуры, характеристику фазовых проницаемостей, зависимости коэффициента вытеснения от проницаемости.

В текстовой части геологической модели залежи описывается ее природный режим. На основе всех названных выше материалов излагаются основные геолого-физические особенности залежи, определяющие выбор технологических решений и системы разработки в целом, а также влияющие на ожидаемые показатели разработки.

5.5.2 Системы разработки нефтяных и газонефтяных залежей при естественных режимах

При использовании природных видов энергии разрабатывают и залежи нефти с эффективными природными режимами, для которых искусственное воздействие не требуется, а также некоторые залежи с особыми геологическими условиями, при которых методы воздействия не могут принести необходимых результатов или не могут быть освоены. К числу нефтяных залежей с эффективными природными режимами относят залежи с водонапорным и активным упруговодонапорным режимами. Последний называют активным в случае, когда ресурсов его энергии хватает для отбора из недр извлекаемых запасов нефти достаточно высокими темпами без снижения пластового давления ниже давления насыщения.

Система разработки нефтяной залежи с использованием напора краевых вод. Систему применяют для нефтяных залежей пластового типа с природным водонапорным или активным упруговодонапорным режимом. Она предусматривает разбуривание залежи добывающими скважинами с расположением их в основном в чисто нефтяной части залежи замкнутыми («кольцевыми») рядами, параллельными внутреннему контуру нефтеносности. По возможности, соблюдается шахматный порядок расположения скважин (рис. 5.40).

Для продления безводного периода эксплуатации скважин расстояния между рядами скважин могут устанавливаться несколько большими, чем между скважинами в рядах. С этой же целью в скважинах внешнего ряда нижнюю часть нефтенасыщенной толщины пласта обычно не перфорируют. В скважинах внутренних рядов нефтенасыщенный пласт перфорируют по всей толщине. Рассмотренные размещение скважин и их перфорация наилучшим образом отвечают процессу внедрения в залежь краевых вод, восполняющих отбор жидкости из нее. Из водонефтяной зоны, имеющей обычно небольшую величину, нефть вытесняется водой к скважинам. В процессе разработки происходит «стягивание» контуров нефтеносности, размеры залежи уменьшаются. Соответственно постепенно обводняются и выводятся из эксплуатации скважины внешнего кольцевого ряда, затем, через определенные этапы, - скважины последующих рядов.

Система разработки нефтяной залежи с использованием напора подошвенных вод. Систему применяют для нефтяных залежей массивного типа (обычно на всей или почти на всей площади такие залежи подстилаются водой), которые обладают водонапорным или активным упруговодонапорным режимом. При разработке таких залежей вытеснение нефти водой сопровождается повсеместным подъемом ВНК, т. е. последовательно обводняются интервалы залежи, расположенные примерно на одних гипсометрических отметках; объем залежи уменьшается (рис. 5.41). Размещение скважин на площади залежи и подход к перфорации продуктивной части разреза зависят от высоты и других параметров залежи. При высоте залежи, измеряемой десятками метров, скважины располагают равномерно и пласт в них перфорируют от кровли до некоторой условно принятой границы, отстоящей от ВНК на несколько метров.

При высоте залежи, составляющей 200 -300 м и более (что свойственно некоторым массивным залежам в карбонатных коллекторах), предпочтительнее располагать скважины по сетке, сгущающейся к центру залежи, выдерживая принцип равенства запасов нефти, приходящихся на одну скважину. При этом подход к вскрытию продуктивной части разреза в скважинах зависит от фильтрационной характеристики залежи.

При низкой вязкости нефти – до 1 – 2 мПа∙С, высокой проницаемости и относительно однородном строении продуктивной толщи возможно вскрытие в скважинах верхней части нефтенасыщенной толщины, поскольку в таких условиях нефть из нижней части может быть вытеснена к вскрытым интервалам. При неоднородном строении пород-коллекторов или при повышенной вязкости нефти может быть реализовано последовательное вскрытие интервалов нефтенасыщенной толщины снизу вверх.

Система разработки нефтяной залежи с использованием энергии выделяющегося из нефти газа. Система применяется при режиме растворенного газа и предусматривает разбуривание эксплуатационного объекта обычно по равномерной (более густой, чем в рассмотренных выше случаях) сетке с перфорацией во всех скважинах всей нефтенасыщенной толщины.

Система разработки газонефтяной залежи с совместным использованием напора пластовых вод и газа газовой шапки. Система разработки нефтяной части газонефтяной залежи предусматривает использование смешанного режима залежи и вытеснение нефти контурной водой и газом газовой шапки. При этой системе скважины располагают по равномерной сетке и перфорируют в них лишь часть нефтенасыщенной толщины со значительным отступлением от ВНК и ГВК во избежание конусообразований.

Поскольку вода обеспечивает лучшее вытеснение нефти из коллектора по сравнению с газом, систему предпочтительнее применять для залежей с относительно небольшими газовыми шапками.

Система разработки газонефтяной залежи с использованием напора пластовых вод при неподвижном ГНК. Система предусматривает обеспечение отбора нефти из залежи (с потенциально смешанным природным режимом) только за счет внедрения пластовых вод при неизменном объеме газовой шапки. Стабилизация ГНК в начальном его положении обеспечивается регулированием давления в газовой шапке путем отбора из нее через специальные скважины строго обоснованных объемов газа для выравнивания пластового давления в газовой и нефтяной частях залежи. При такой системе разработки интервал перфорации в скважинах может быть расположен несколько ближе к ГНК по сравнению с его положением при совместном использовании напора вод и газа. Однако и здесь при выборе интервала перфорации следует учитывать возможность образования конусов газа и воды и необходимость продления периода безводной эксплуатации скважин в условиях подъема ВНК.

Система разработки с нейтрализацией действия энергии газовой шапки успешно применяется при большой высоте нефтяной части залежи, низкой вязкости нефти, высокой проницаемости пласта.

5.5.3 Традиционный метод заводнения нефтяных пластов в разных геологических условиях

Метод традиционного (обычного) заводнения достаточно эффективен и обычно применяется для разработки залежей с относительной вязкостью пластовой нефти менее 30 – 40 мПа∙с, при проницаемости пластов более (40 – 50) 10^-3мкм².

В последние годы в связи с вводом в разработку многих менее продуктивных залежей заводнение проектируют для залежей с проницаемостью (5 – 30) 10^-3мкм²и для залежей с относительной вязкостью нефти до 50 – 60 мПа∙с. При этом предусматриваются дополнительные технологические мероприятия.

Применение заводнения для разработки нефтяных и газонефтяных залежей с различными характеристиками привело к необходимости создания разновидностей метода, каждый из которых наиболее целесообразен в определенных геологических условиях.

Внедрение метода заводнения началось с применения законтурного заводнения, при котором вода нагнетается в скважины, расположенные в водоносной части пласта, на некотором расстоянии от внешнего контура нефтеносности. Однако уже вскоре было установлено, что законтурное заводнение эффективно не во всех случаях и что оно не обеспечивает нужной степени воздействия на залежи с большой площадью нефтеносности и на залежи с существенно неоднородным строением пластов.

Следующим шагом в развитии метода заводнения был переход на ряде залежей к приконтурному заводнению, когда вода нагнетается в скважины, расположенные в периферийной приконтурной зоне залежи. Приближение таким образом искусственного контура питания к зоне отбора повышало возможности метода заводнения.

В начале 50-х годов на Ромашкинском месторождении была применена новая система разработки с внутриконтурным заводнением, с разрезанием многопластового объекта рядами нагнетательных скважин на площади. Это положило начало развитию разновидностей внутриконтурного заводнения, при котором вода нагнетается в пласт через скважины, располагаемые непосредственно па площади нефтяной залежи. Был разработан целый арсенал различных видов внутриконтурного заводнения и определены геолого-промысловые условия, в которых они наиболее применимы (рис. 5.42).

5.5.3.1 Геологическое обоснование выбора заводнения

Выбор вида заводнения определяется типом залежи, размерами залежи и ее водонефтяной зоны, вязкостью пластовой нефти, типом породы-коллектора и ее проницаемостью, степенью неоднородности пластов, строением залежи в зоне ВНК, наличием дизъюнктивных нарушений и др.

Ниже приведены характеристики различных видов заводнения и геологические условия, для которых они в основном могут рекомендоваться.

Законтурное заводнение. При этой разновидности заводнения нагнетательные скважины располагаются в законтурной части продуктив ного пласта (рис. 5.43), по всему периметру залежи, как можно ближе к внешнему контуру нефтеносности. Механизм вытеснения нефти из пласта водой при этом примерно тот же, что и при природном водонапорном режиме. Метод применим для разработки нефтяных и газонефтяных объектов. Он высокоэффективен при небольшой ширине залежей (до 4 – 5 км), в основном при малой относительной вязкости пластовой нефти (до 5 мПа∙с), высокой проницаемости коллектора (0,4 – 0,5 мкм² и более), сравнительно однородном строении продуктивного пласта, четкой гидродинамической связью между законтурной и нефтяной частями залежи. Более широко законтурное заводнение апробировано на залежах пластового типа, но при указанных геолого-физических условиях получены хорошие результаты и на залежах массивного типа, в том числе и в карбонатных коллекторах.

Дата добавления: 2014-11-29