Лекция №29-30

Способы повышения прочности грунтового основания

При проектировании грунтовых оснований в сжимающей толще могут встречаться слабые грунты, модуль упругости которых 5 МПа и менее. К ним относятся водонасыщенные, глинистые и заторфованные грунты, торф, ил, сапропель, просадочные (лёсс, лёссовидные суглинки) и засоленные грунты, которые при производстве земляных работ, а также при дальнейшей консолидации в период эксплуатации покрытия под влиянием природно-климатических факторов дают ощутимые осадки (просадки). Предельные значения осадок (вертикальных деформаций) Su грунтового основания указаны в табл. 8.

Таблица 8

Аэродромная одежда	Предельные значения вертикальных деформаций Su, м, для
ИВПП	МРД	МС, РД и др.
капитальная с жестким покрытием: бетонным, армобетонным, железобетонным монолитным железобетонным сборным	0,02 0,03	0,03 0,04	0,04 0,06
капитальная с нежестким покрытием	0,03	0,04	0,06
облегченная с нежестким покрытием	0,04	0,05	0,08

При проектировании грунтовых оснований предусматривают мероприятия по исключению или уменьшению вредного действия природных и эксплуатационных факторов, устранению неблагоприятных свойств грунта под аэродромной одеждой:

1. устройство специальных слоев искусственного основания (гидроизолирующих, капилляропрерывающих, термоизоляционных);

2. водозащитные мероприятия на площадках, сложенных грунтами, чувствительными к изменению влажности;

а) горизонтальную и вертикальную планировку территории аэродрома, обеспечивающую сток поверхностных вод;

б) устройство водосточно-дренажной сети;

3. преобразование строительных свойств грунтов основания путем интенсивного уплотнения, в том числе трамбованием с предварительным замачиванием;

4. полную или частичную замену грунтов с неудовлетворительными свойствами, укрепление грунтов химическими и другими способами;

5. возвышение поверхности аэродромного покрытия над расчетным уровнем грунтовых вод.

Заключение

Проектирование грунтовых оснований аэродромных одежд должно обеспечивать требуемую их сопротивляемость внешним нагрузкам, передающимся через слои одежды, и устойчивость при воздействии природных факторов (увлажнения, высыхания, замораживания и оттаивания). Прочные и устойчивые грунтовые основания являются важным условием обеспечения расчетной несущей способности, долговечности и ровности аэродромных покрытий.

Старший преподаватель

к.т.н. И. Барышников

Тема: Методы регулирования процесса извлечения нефти при изменении системы разработки.

Цель: Освоить виды заводнения.

Ключевые слова: заводнение, избирательное заводнение, внутриконтурное заводнение, очаговое заводнение,

Основные вопросы и содержание:

1. Геолого-физические основы систем очагового и изберательного заводнения.

2. Организация барьерного заводнения.

3. Уплотнение сетки скважин.

4. Изменение систем заводнения или других методов воздействия.

Избирательное заводнение–разновидность внутриконтурного заводнения– предусматривает выбор местоположе­ния нагнетательных скважин после разбуривания эксплуата­ционного объекта по равномерной сетке (рис. 1).

Рис. 1. Система разработки с избирательным заводне­нием.

Зоны пласта с проницаемо­стью: 1 — высокой, 2 — низкой.

При со­ставлении первого проектного документа на разработку мес­тоположение нагнетательных скважин не определяют. После разбуривания объекта и некоторого периода эксплуатации всех скважин на нефть для освоения под закачку воды выби­рают скважины, местоположение которых наиболее полно отвечает геологическому строению пластов и обеспечивает эффективное воздействие на весь объем залежи. В конечном счете нагнетательные скважины оказываются размещенными по площади объекта неравномерно. Избирательное заводне­ние применяют при резкой зональной неоднородности плас­тов, выражающейся в неповсеместном залегании коллекто­ров, в наличии двух или трех разновидностей коллекторов разной продуктивности, распределенных неравномерно по площади, и т.д., а также при нарушении объекта серией дизъюнктивных нарушений. Избирательное заводнение при­меняется при разработке некоторых периферийных площа­дей девонской залежи нефти и залежей в каменноугольных отложениях Ромашкинского месторождения в Татарии, в бо­б риковском горизонте Краснохолмской группы месторожде­ний в Башкирии, на ряде месторождений других районов.

Очаговое заводнение по сути является избирательным за­воднением, но применяется как дополнение к другим разно­видностям заводнений (законтурному, приконтурному, разре­занию на площади, блоки и др.). Очаги заводнения (нагне­тание воды в отдельные скважины или небольшие группы скважин) обычно создают на участках, не испытывающих или недостаточно испытывающих влияние заводнения после освоения запроектированного основного его вида. Под нагне­тательные выбирают скважины из числа добывающих, пре­имущественно из тех, которые основную свою задачу уже

выполнили, т.е. расположенные на заводненных участках объекта разработки. При необходимости для создания очагов заводнения бурят дополнительные скважины.

Очаговое заводнение применяют очень широко: это одно из главнейших мероприятий по развитию и совершенствова­нию основных систем разработки с заводнением.

2. Барьерное заводнение. Эта разновидность внутриконтурного заводнения применяется при разработке нефтегазовых или нефтегазоконденсатных залежей пластового типа с целью изоляции газовой (газоконденсатной) части залежи от нефтяной. Кольцевой ряд нагнетательных скважин располагают в пределах газонефтяной зоны, вблизи внутреннего контура газоносности.
Б результате нагнетания воды в пласте образуется водяной барьер, отделяющий газовую часть залежи от нефтяной. Применение барьерного заводнения обеспечивает возможность одновременного отбора нефти и газа из недр без консервации газовой шапки на длительное время, обязательной при разработке с использованием природных видов энергии или при охарактеризованных выше разновидностях заводнения. Барьерное заводнение может сочетаться с законтурным или приконтурным, а также с использованием энергии напора пластовых вод. Наиболее эффективно его применение при относительно однородном строении и небольших углах падения пластов.
С применением барьерного заводнения разрабатывают в Западной Сибири (залежи в пластах группы «А» Самотлорского месторождения), в Томской области Лугинецкое месторождение. Таким образом, во многих случаях при проектировании системы разработки эксплуатационного объекта, исходя из его геологопромысловой характеристики, для него может быть рекомендовано две, а иногда и три разновидности заводнения. Например, приконтурное заводнение может рассматриваться наряду с осевым разрезанием или поперечным разрезанием объекта на блоки; разрезание на узкие блоки может быть рекомендовано наряду с площадным заводнением и т. д. Из числа возможных вариантов, обоснованных геологически, оптимальный вариант выбирают с помощью гидродинамических и экономических расчетов при учете других элементов системы разработки (плотности сетки добывающих скважин, перепада давления между зонами нагнетания и отбора).

3. Под сеткой скважин понимают сеть, на которой размещаются добывающие и нагнетательные скважины на эксплуатационном объекте. Правильный выбор сетки скважин – важнейшее звено в обосновании рациональной системы разработки объекта. Поскольку затраты на бурение скважин – одна из наибольших частей капитальных затрат на разработку месторождения, необходимо предотвращать бурение лишних скважин, т.е. переуплотнение сетки. В то же время количество скважин должно быть достаточным для обеспечения необходимых темпов добычи нефти и возможно более высокого коэффициента извлечения нефти. Следовательно, необходимо обосновывать оптимальную сетку скважин.

Для каждого эксплуатационного объекта, поскольку он геологически неоднороден и в целом его строение индивидуально, должна создаваться и индивидуальная сетка скважин, неравномерная по площади объекта в соответствии с изменчивостью его строения. По данным разведки, как правило, можно оценить лишь средние значения параметров объекта, изменчивость же его геологического строения остается плохо изученной. Поэтому принято осуществлять двухэтапное разбуривание эксплуатационных объектов. На первом этапе бурят проектные скважины основного фонда, т.е. скважины, расположенные по строго геометрической сетке, форму которой определяют с учетом принимаемой разновидности метода воздействия на пласт, а густоту (плотность) — с учетом средних параметров объекта. На втором этапе последовательно бурят скважины резервного фонда, предусмотренные проектным документом в количестве 10 – 50%, а иногда и более от количества скважин основного фонда. Местоположение резервных скважин в первом проектном документе не определяется, а их количество обосновывается исходя из сложности строения объекта разработки, плотности принимаемой сетки основного фонда скважин, степени изученности объекта. Впоследствии места заложения резервных скважин устанавливают по данным основного фонда скважин на основе большого объема геолого-промысловой информации, полученной при их бурении и эксплуатации. Резервные скважины размещают на участках объекта, по геологическим и другим причинам не вовлеченных или недостаточно вовлеченных в разработку. На объектах, на которых в процессе

разработки происходит стягивание контуров нефтеносности (при законтурном или приконтурном заводнении, разрезании залежей на площади или блоки), часть резервных скважин бурят в центральных частях площади (блоков), наиболее долго находящихся в эксплуатации, взамен обводненных периферийных скважин для обеспечения предусмотренных проектным документом годовых уровней добычи нефти из объекта. В результате бурения скважин основного и резервного фондов на эксплуатационном объекте в конечном счете создается неравномерная (с различными расстояниями между скважинами) сетка скважин, отвечающая геологическим особенностям объекта и заданным технологическим показателям разработки.

Многообразие геологических особенностей эксплуатационных объектов обусловливает применение различных сеток скважин основного фонда. Они различаются по характеру размещения скважин, по форме сетки, по постоянству расстояний между скважинами, по плотности.

Выбранную для конкретного объекта с учетом всех факторов плотность сетки называют оптимальной. На основании опыта разработки нефтяных залежей установлено, что для обеспечения при вытеснении нефти водой возможно более высокой нефтеотдачи на объектах с менее благоприятной геолого-промысловой характеристикой необходимо применять более плотные сетки основного фонда скважин. Ориентировочно могут быть даны следующие рекомендации по выбору плотности основной сетки для разных геологических условий.
Сетки добывающих скважин плотностью 60– 40 га/скв (от 700х800 до 600х700 м) – для залежей с особо благоприятной характеристикой: с очень низкой относительной вязкостью нефти (менее 1), с достаточно высокой проницаемостью монолитного пласта, особенно при трещинном типе карбонатных коллекторов и массивном строении залежей.
Сетки добывающих скважин плотностью 30– 36 га/скв (от 600х650 до 500х600 м) – для залежей пластового типа с благоприятной характеристикой: с низкой относительной вязкостью пластовой нефти (1– 5), с проницаемостью коллекторов более 0,3– 0,4, при сравнительно однородном строении эксплуатационного объекта.
Сетки добывающих скважин или нагнетательных и добывающих вместе в зависимости от разновидности заводнения плотностью 20–25 га/скв (от 500х550 до 400х400 м– для залежей нефти в геологически неоднородных пластах при относительной вязкости нефти до 4– 5, а также при повышенной относительной вязкости нефти (до 15– 20) даже при высокой проницаемости пластов.
Сетки нагнетательных и добывающих скважин плотностью менее 16 га/скв (менее 400х400 м – для залежей с неоднородным строением или с низкой проницаемостью пластов, а также для залежей с высокой относительной вязкостью нефти (до 25– 30) и залежей, требующих ограничения отбора жидкости из скважин в связи с образованием конусов воды или газа, неустойчивостью пород-коллекторов и т. д.
На практике для качественного сравнения плотности сетки скважин по разным объектам выделенные выше ориентировочно четыре группы сеток разной плотности основного фонда скважин условно называют соответственно: весьма редкие, редкие, средние, плотные.
На выбор плотности сетки скважин существенное влияние может оказывать глубина залежи. Из экономических соображений при прочих равных условиях для глубокозалегающих пластов целесообразными могут оказаться более разреженные сетки по сравнению с сетками при небольших глубинах. В таких случаях разреженную сетку сочетают с более активной системой воздействия. Однако необходимо учитывать, что по объектам с неблагоприятной геологической характеристикой при разреженных сетках потери нефти в недрах возрастают.
Значительное влияние на выбор сетки оказывает плотность запасов, т. е. величина запасов, приходящаяся на единицу площади залежи. С увеличением плотности запасов возрастает целесообразность уменьшения расстояния между скважинами.
При обосновании оптимальной сетки основного фонда добывающих и нагнетательных скважин наряду с геологическими факторами следует учитывать и технологические—соотношение количества добывающих и нагнетательных скважин, величину градиента давления в пласте и др.
Как уже отмечалось выше, в результате бурения скважин резервного фонда эксплуатационный объект оказывается разбуренным по неравномерной сетке, соответствующей неоднородности его строения.
Для оценки фактической плотности сетки скважин применяют несколько показателей:
1. Средняя плотность сетки всего фонда пробуренных скважин на объекте разработки в целом:
(1)

2. Средняя плотность сетки добывающих скважин на объекте в целом:

(2)

3. Средняя плотность сетки всего фонда скважин в границах разбуривания объекта:
(3)

4. Средняя плотность сетки добывающих скважин в зоне отбора:

(4)

В приведенных выражениях использованы следующие условные обозначения: площадь эксплуатационного объекта (залежи) в начальных его границах; площадь в границах разбуривания объекта; площадь зоны отбора, определяемая при законтурном или приконтурном заводнении и при разрезании залежи в пределах радиусов влияния добывающих скважин внешних рядов; – количество пробуренных добывающих скважин (основной фонд +резервные); – количество пробуренных нагнетательных скважин (основной фонд +резервные).
Среднюю плотность сетки добывающих скважин в зоне отбора определяют лишь для систем разработки с линейным размещением скважин. Сравнение показателя с плотностью сетки основного фонда добывающих скважин позволяет судить о степени уплотнения сетки добывающих скважин и общей сетки в результате бурения скважин резервного фонда.
Показатели плотности сетки и характеризуют среднюю плотность сетки в начальных границах эксплуатационного объекта. Обычно некоторые части площади объекта остаются неразбуренными (периферийные части водонефтяных зон залежи с малой нефтенасыщенной мощностью, малопродуктивные участки и др.). Значения и, так же как и значения и Sз.о.д близки, если разбурена почти вся площадь объекта. Обычно > и >, причем разница между ними тем значительнее, чем больше неразбуренная часть площади.

4. 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 приводятся краткая характеристика 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 продуктивного пласта (рис. 2), 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), высокой проницаемости коллектора (0,4 — 0,5 и более), сравнительно однородном строении продуктивного пласта, хорошей сообщаемости залежи с законтурной областью.

Рис.2.Система разработки нефтяной залежи с законтурным заводнением.

Контуры нефтеносности: 1 – внешний, 2 – внутренний; скважины: 3 – нагнетательные, 4 – добывающие.

Более широко за­контурное заводнение опробировано 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.

Применение рассматриваемого вида заводнения в назван­ных весьма благоприятных геологических условиях позволяет добиваться высокого нефтеизвлечения (до 60– 65%). Добывающие скважины могут быть расположены в основном в пределах внутреннего контура нефтеносности. При этом нефть из водонефтяной зоны может быть вытеснена к забо­ям добывающих скважин нагнетаемой водой. Таким путем без существенного увеличения потерь нефти в пласте можно сократить количество скважин для разработки объекта и объемы попутной (отбираемой вместе с нефтью) воды.

Для разработки нефтяной части нефтегазовой залежи за­контурное заводнение целесообразнее применять при обес­печении неподвижности ГНК путем регулируемого отбора газа из газовой шапки.

При законтурном заводнении на одну нагнетательную скважину обычно приходится четыре-пять добывающих скважин.

Приконтурное заводнение. При этом виде заводнения нагнетательные скважины располагаются вблизи внешнего контура нефтеносности в пределах водонефтяной зоны залежи (рис. 3). Применяется в основном при той же характеристике залежей, что и законтурное заводнение, но при плохой гидродинамической связи залежи с законтурной зоной.

Рис.3.Система разработки нефтяной залежи с приконтурным заводнением.

Плохая связь залежи с водоносной частью пласта обусловлена ухудшением проницаемости пласта вблизи ВНК или наличием под ним или на его уровне водонепроницаемого экрана. Присутствие такого экрана особенно характерно для залежей в карбонатных коллекторах, где вторичные геохимические процессы могут приводить к закупорке пустот минеральными солями, твердыми битумами и др.

По принципам расположения скважин, соотношению числа добывающих и нагнетательных скважин, подходу к разработке газонефтяных залежей, значениям достигаемого нефтеизвлечения приконтурное заводнение приближается к законтурному.

Внутриконтурное заводнение. При этом виде заводнения нагнетание воды ведется в скважины, расположенные в пределах залежи, т.е. в нефтяной зоне. Применяют целый ряд разновидностей внутриконтурного заводнения.

При разрезании залежи рядами нагнетательных скважин закачка воды в пласты производится через скважины, расположенные рядами, называемыми разрезающими рядами или линиями разрезания. Скважины разрезающих рядов после бурения непродолжительно эксплуатируются на нефть при возможно более высоких дебитах. Это дает возможность очистить прискважинные зоны пласта и снизить пластовое давление в ряду, т.е. создает условия для успешного освоения скважин под закачку воды. Затем скважины в ряду осваивают под нагнетание через одну, продолжая интенсивную добычу нефти из промежуточных скважин ряда. Это способствует перемещению нагнетаемой в пласт воды вдоль разрезающего ряда. Этот период освоения разрезающего ряда очень важен, поскольку позволяет сократить возможные потери нефти в ряду между скважинами и обеспечить за счет интенсивной эксплуатации промежуточных скважин быстрый рост добычи нефти уже в начальной фазе освоения эксплуатационного объекта.

После обводнения промежуточных нагнетательных скважин они также переводятся под закачку воды. При такой технологии освоения скважин разрезающего ряда вдоль него в пласте создается полоса воды. Добывающие скважины при этой разновидности заводнения располагают в рядах, параллельных разрезающим рядам. Отбор нефти из добывающих скважин и продолжающееся нагнетание воды в скважины разрезающего ряда обусловливают расширение полосы воды, созданной вдоль этого ряда, и перемещение ее границ в направлении к добывающим рядам. Таким путем обеспечиваются вытеснение нефти водой и перемещение ее в пласте к добывающим скважинам.

Рассматриваемый вид заводнения применяют на залежах пластового типа с параметрами пластов и нефтей, указанными для законтурного заводнения, но с большой площадью нефтеносности, а также на залежах разных размеров при практически повсеместном залегании пласта-коллектора, но при ухудшении условий фильтрации у ВНК.

Выделяют подвиды этого вида заводнения – разрезание на площади и блоковое.

При заводнении с разрезанием эксплуатационного объекта на площади разрезающие ряды располагают таким образом, чтобы выделить площади самостоятельной разработки, различающиеся по геолого-промысловой характеристике (участки с разным количеством пластов в эксплуатационном объекте, с разной продуктивностью разреза, с различным характером нефтеводонасыщения и т.д.).

Так, при весьма большой площади нефтеносности многопластового эксплуатационного объекта и общем для всех пластов ВНК количество нефтенасыщенных пластов и соответственно нефтенасыщенная толща объекта уменьшаются от свода залежи к периферии. В этих условиях возможно реализовать разрезание эксплуатационного объекта на площади с разным количеством нефтенасыщенных пластов.

Рис.4. Система разработки нефтяной залежи с блоковым заводнением.

Рис.5.Система разработки крупной «круговой» нефтяной залежи сблоковым заводнением.

Зоны с толщиной и коллекторскими свойствами пласта: 1 – высокими; 2 – низкими.

На залежах с широкими водонефтяными зонами всю систему разработки с разрезанием следует распространять и на водонефтяную зону, за исключением самых внешних ее частей с небольшой нефтенасыщеннои толщиной (менее 3– 4 м). В некоторых случаях при монолитном строении высокопроницаемых пластов более успешным может быть вариант с комбинированным заводнением, при котором периферийная неразбуренная зона может быть расширена вплоть до изопахиты нефтенасыщеннои толщины 5– 6 м. При этом система разработки с разрезанием залежи, распространенная до этой изопахиты, сочетается с законтурным заводнением, за счет которого в указанных условиях может быть обеспечено вытеснение нефти из неразбуренной периферийной зоны к разбуренной основной части.

Преимущества систем разработки с блоковым заводнением заключаются в том, что они могут проектироваться и реализовываться, когда детальные сведения о конфигурации контуров нефтеносности еще отсутствуют. Применение таких систем дает возможность осваивать блоки эксплуатационного объекта в нужной последовательности, регулировать разработку с помощью перераспределения объемов закачки воды.

Разрезание нефтяных залежей на блоки нашло широкое применение практически во всех нефтедобывающих районах страны – в Самарской области (месторождения Муханов-ское, Кулешовское, Покровское и др.), Арланское месторождение в Башкирии. Большинство месторождений Западной Сибири также разрабатываются с применением блокового заводнения, в том числе Самотлорское, Федоровское, Западно-Сургутское, Правдинское и др.

Обычно внутриконтурное разрезание нефтяных залежей рядами нагнетательных скважин на блоки или площади применяют для эксплуатационных объектов с умеренной неоднородностью строения – при широком распространении пластов-коллекторов на площади, при средней проницаемости более 0,007 – 0,1 мПа-с, при вязкости пластовой нефти до 15– 20 мПа-с.

На раннем этапе внедрения заводнения для залежей с умеренными площадями нефтеносности рекомендовалось так

называемое сводовое заводнение. При нем предусматривалось расположение нагнетательных скважин в сводовых частях залежей — в виде линейного разрезающего ряда по длинной оси структуры при вытянутой антиклинальной форме залежи или в виде групп из нескольких скважин в своде при брахиантиклинальном строении залежи. Обычно такой вид внутриконтурного заводнения сочетали с законтурной закачкой воды.

Этот вид заводнения себя не оправдал и впоследствии широкого применения не наплел. Это обусловлено нецелесообразностью искусственного обводнения чисто нефтяной, лучшей по продуктивности центральной части залежи при расположении рядов добывающих скважин в менее продуктивных частях, в том числе и в природной водонефтяной зоне.

Площадное заводнение – также разновидность внутриконтурного, при котором в условиях общей равномерной сетки скважин – треугольной или квадратной – нагнетательные и добывающие скважины чередуются в строгой закономерности. Местоположение добывающих и нагнетательных скважин в принимаемой сетке определяется в проектном документе на разработку.

Системы разработки с площадным заводнением (площадные системы) обладают большей активностью по сравнению с системами, охарактеризованными выше, поскольку здесь каждая добывающая скважина непосредственно контактирует с нагнетательными (при внутриконтурном разрезании в начале разработки под непосредственным влиянием нагнетательных скважин находятся лишь скважины внешних добывающих рядов) и на одну нагнетательную скважину обычно приходится меньшее количество добывающих скважин. Применяют несколько вариантов формы сеток и взаимного размещения нагнетательных и добывающих скважин, при которых системы разработки характеризуются различной активностью, т.е. разной величиной соотношения количеств добывающих и нагнетательных скважин. Для линейной и пятиточечной систем это соотношение равно 1; для семиточечной прямой – 0,5, обращенной – 2; для девятиточечной прямой – 0,33, обращенной – 3; для ячеистой – 4 – 6.

Применяемые обычно при площадном заводнении системы показаны на рис. 6. Наиболее широкое применение нашли пятиточечная, обращенная семиточечная и обращенная девятиточечная системы.

Рис.6.Система разработки с площадным заводнением.

Форма сетки скважин: а – пятиточечная, б – семиточечная обращенная, в – девятиточечная обращенная, г – ячеистая, пунктиром выделен элемент системы.

Приемистость нагнетательных скважин резко возрастает после создания возле них искусственных водонасыщенных зон. Это обусловливает многократное превышение коэффициента приемистости нагнетательных скважин над коэффициентом продуктивности добывающих скважин и соответственно высокую суточную приемистость первых при низких дебитах вторых. Применение в таких условиях обычных площадных систем обусловливает низкий уровень добычи при большом объеме закачиваемой в пласт воды, намного превышающем объем отбираемой из пласта жидкости.

Ячеистая система обеспечивает резкое увеличение отношения количества добывающих и нагнетательных скважин (до 6: 1 и более), а также расстояния между нагнетательными и добывающими скважинами при малых расстояниях между добывающими скважинами. Это способствует соответствию объемов нагнетаемой воды и добываемой жидкости, замедляет обводнение добывающих скважин.

Системам разработки с площадным заводнением свойственны и негативные моменты. Они практически не позволяют регулировать скорость продвижения воды к разным добывающим скважинам элемента системы разработки путем перераспределения объемов закачиваемой воды. В связи с этим возрастает вероятность преждевременного обводнения значительной части добывающих скважин.

В связи с низкой продуктивностью залежей, при которой применяется площадное заводнение, и вследствие указанных особенностей процесса разработки коэффициент извлечения нефти, как правило, не превышает 0,4 – 0,45.

Площадное заводнение в различных модификациях нашло применение на месторождении Чутыр-Киенгопском и других в Удмуртии (пласт А4), Октябрьском (пласт XX) в Грозненском районе, на многих малопродуктивных залежах месторождений Западной Сибири и Волго-Урала.

Рекомендуемая литература:

1. Орешский Б. М. Контроль за разработкой залежей нефти геофизическими методами. М., Недра, 1977.

2. Орлов В. С. Проектирование и анализ разработки нефтяных месторож­дений при вытеснении нефти водой. М., Недра, 1973.

3. Оценка промышленных запасов нефти, газа и конденсата/Л. Ф. Демен­тьев, Ю. В. Шурубор, В. И. Азаматов и др. М., Недра, 1981.

4. Правила разработки газовых и газоконденсатных месторождений. М.,Недра, 1971

5. Регулирование процессов эксплуатации нефтяных залежей М., Наука, 1976.

6. Справочник по нефтегазопромысловой геологии, под редакцией Н. Е. Бы­кова, М. И. Максимова, А. Я. Фурсова. М., Недра, 1981.

7. Султанов С. А. Контроль за заводнением нефтяных пластов. М., Недра,1974.

Контрольные вопросы:

1. Что такое избирательное заводнение?

2. Что такое сетка скважины?

3. Назовите разновидность внутриконтурного заводнения.

4. Какой параметр значительно оказывает влияние на выбор сетки?

5. От чего зависитвыбор вида заводнения?

Глоссарий:

Избирательное заводнение — разновидность внутриконтурного заводнения, предусматривает выбор местоположе­ния нагнетательных скважин после разбуривания эксплуата­ционного объекта по равномерной сетке.

Под сеткой скважин понимают сеть, на которой размещаются добывающие и нагнетательные скважины на эксплуатационном объекте.

Барьерное заводнение – это разновидность внутриконтурного заводнения применяется при разработке нефтегазовых или нефтегазоконденсатных залежей пластового типа с целью изоляции газовой (газоконденсатной) части залежи от нефтяной.

Площадное заводнение — также разновидность внутриконтурного, при котором в условиях общей равномерной сетки скважин — треугольной или квадратной — нагнетательные и добывающие скважины чередуются в строгой закономерности.

Дата добавления: 2014-01-04