При этом методе воду нагнетают в нагнетательные скважины, расположенные внутри контура нефтеносности. Такую систему разработки применяют для пластов как с ухудшенной проницаемостью в законтурной и приконтурной зонах пласта, так и с очень большой площадью нефтеносности, для которых одного законтурного заводнения явно недостаточно.
Наиболее широко применяется внутриконтурное заводнение с разрезали залежи нефти на отдельные площади блоки и полосы для самостоятельной разработки.
Такой метод разработки позволяет ввести и эффективную разработку сразу всю нефтеносную площадь.
• Заводнение с разрезанием залежи нефти имеет значительные преимущества так как оно позволяет ввести в разработку центральные площади месторождения.
Эффективность такой системы разработки во многом зависит от правильного выбора местоположения разрезающих рядов нагнетательных скважин. При выборе общего их направления, как правило, следует учитывать региональные закономерности изменения литологического состава продуктивных пород и их коллекторских свойств. При полосообразном изменении свойств коллекторов нагнетательные ряды следует располагать в крест этих полос, чтобы обеспечить лучший охват их заводнением.
Если наблюдаются крупные региональные зоны выклинивания продуктивного пласта или замещения его коллекторов плотными породами, разрезающие ряды следует располагать перпендикулярно к границам зон выклинивания или замещения коллекторов. Если в изменении литолого-коллекторских свойств пласта нет четких закономерностей, разрезающие ряды располагаются перпендикулярно к основному направлению протяженности контуров нефтеносности или вкрест длинной оси структуры.
Ряды нагнетательных скважин следует располагать в местах развития мощных коллекторов с хорошими коллекторскими свойствами, чтобы облегчать процесс освоения нагнетательных скважин, а также обеспечить закачку больших объемов воды, так как эффективность процесса разработки во многом зависит от объема закачиваемой в пласт воды.
Эксплуатационные скважины располагают рядами так, чтобы фронту поступающей воды противостоял фронт отбора. Расстояния между рядами эксплуатационных скважин и между скважинами в рядах устанавливаются с учетом остей геологического строения физической характеристики коллекторов на площади.
Практика разработки показала целесообразность разрезания залежи нефти на полосы шириной не более 5—б км с размещением на них до пяти рядов эксплуатационных скважин.
На месторождениях с пониженной проницаемостью коллекторов чаще применяется трехрядное размещение эксплуатационных скважин, а ширина полос — не более 3 км.
При выборе ширины полос важным показателем является величина подвижности нефти. Рекомендуется выделять широкие полосы (4—5 км) с размещением пяти рядов эксплуатационных скважин. При меньшей подвижности следует применять меньшую ширину полос с меньшим числом эксплуатационных рядов.
Расстояние между разрезающим и первым эксплуатационным рядами принимается в зависимости от коллекторских свойств пласта и колеблется в среднем в пределах 1000— 1300 м.
В заключение следует отметить, что внутриконтурное заводнение оказывается достаточно эффективным в широком диапазоне различных геофизических условий, а ограничениями для его применения могут служить лишь очень низкая проницаемость коллекторов или чрезмерно высокая вязкость пластовой нефти. В зависимости от характера литолого-коллекторской изменчивости продуктивных пластов, степени их неоднородности, проницаемости и вязкостной характеристики нефти разрезание ведут на полосы и блоки. Блоковую систему целесообразно применять при ширине залежей нефти 4—5 км, а также при меньшей ширине, если залежь характеризуется пониженной проницаемостью, резкой зональной неоднородностью, повышенной вязкостью нефти.
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