Cтраница 2
В результате перетоков водь и нефти из пласта Дп в Дх через - окна в глинистом разделе в пределах центральной, еще не разбуренной части пласта Дх на Туймазинском месторождении уже в первые годы закачки воды стихийно осуществлено внутриконтур-ное заводнение. Этот переток значительно увеличивал добычу нефти яз пласта Дг но приводил к бессистемному заводнению его центральной части и тем самым нарушал систему разработки. В 1955 г. было предложено осуществить частично управляемое внутрикон-турное заводнение пласта Дт через скважины, расположенные вдоль зон наблюдаемых перетоков. [16]
Выделение участков производится на основе детального изучения строения пластов, характера их неоднородности, взаимодействия нагнетательных и добывающих скважин. При внутриконтур-ном заводнении целесообразно, чтобы каждый участок включал отрезок разрезающего ряда с прилегающими к нему с двух сторон рядами добывающих скважин. Для удобства желательно границы между участками проводить так, чтобы в многопластовом объекте они совпадали по всем пластам и были постоянны в течение всего периода разработки. [17]
Возможно поддержание пластового давления путем законтурного и различных разновидностей внутриконтур-ного заводнения. [18]
Фронт нагнетания неоднократно переносился, и только после 1972 года начато внутриконтур-ное заводнение при одновременном отключении 14 законтурных скважин. [19]
Система воздействия должна быть такой, чтобы можно было вести разработку любого участка залежи без обязательного прекращения разработки другого участка. При разработке крупной залежи это условие должно соблюдаться при осуществлении внутриконтур-ного заводнения по блокам. [20]
Для того чтобы обеспечить перемещение нефти в пласте к забою эксплуатационной скважины, в настоящее время, как правило, в пласт нагнетают воду. Для небольших залежей применяется законтурное, а для средних и крупных - внутриконтур-ное заводнение. При внутриконтурном заводнении на территории залежи через три-пять рядов эксплуатационных скважин располагают нагнетательные скважины для подачи в пласт воды. [21]
Опыт разработки нефтяных месторождений и теоретические исследования показывают, что эффективность разработки нефтяных залежей во многом определяется эффективностью осуществляемых на них систем заводнения. Причем, как было показано выше, наиболее благоприятные показатели достигаются на месторождениях, на которых применяют внутриконтур-ное заводнение. [22]
В этом случае вода проникает в капилляры пластов и вытесняет из них нефть, стягивая к центру контур нефтяного месторождения. При больших площадях нефтяного месторождения эффективность применения одного законтурного заводнения оказывается недостаточной и наряду с ним применяют внутриконтур-ное заводнение, когда площадь нефтяного месторождения путем размещения инжекционных ( нагнетательных) скважин по линиям внутри контура месторождения разбивают на отдельные менее крупные месторождения. [23]
Даже залежи нефти с очень низкими коллекторскими свойствами или очень высокой вязкостью нефти можно разрабатывать сравнительно высокими темпами, применяя один из видов внутриконтур-ного заводнения. [24]
Для обеспечения при минимальных затратах средств наиболее полного извлечения запасов и достижения заданного уровня добычи нефти намечается дальнейшее развитие теоретических основ проектирования разработки нефтяных месторождений применительно к разработке не только месторождений с водонапорным режимом, но и с другими и, в частности, к разработке залежей со смешанным режимом. Проводятся новые мероприятия, обеспечивающие наиболее интенсивные темпы добычи нефти: повышение давления на линии нагнетания выше начального, снижение забойного давления до и ниже давления насыщения нефти газом, применение внутриконтур-ного заводнения, перенос фронта нагнетания воды. Наконец, для многих месторождений с подошвенной водой применяется подошвенное заводнение. Осваиваются и разрабатываются глубоко залегающие залежи трещинных коллекторов. [25]
Наиболее благоприятными условиями для применения законтурного заводнения следует считать ввод в разработку участков нефтяных залежей относительно небольших размеров. При разработке нефтяных месторождений значительной площади необходимо осуществлять разрезание эксплуатационных объектов на ряд самостоятельных участков, применяя таким образом внутриконтурное заводнение. Проведение внутриконтур-ного заводнения обеспечивает усиление воздействия нагнетаемого рабочего агента на нефтяные залежи путем сокращения среднего расстояния от линии нагнетания до эксплуатационных скважин. [26]
Манчаровское месторождение многопластовое, коллектор-ские свойства и мощность пластов изменяются в широких пределах. Пласты разрабатываются единой сеткой скважин, которые эксплуатируют их совместно через общий фильтр. Разработка осуществляется с применением законтурного и внутриконтур-ного заводнения путем закачки воды во все пласты одновременно. [27]
Ко второму типу относятся залежи средних размеров, ВНЗ в которых частично разбуривается. Но система их разработки подчинена первоначально системе разработки нефтяной части залежи. Большинство залежей нефти второго типа разрабатывается при внутриконтурном заводнении или при комбинированной системе законтурного и внутриконтур-ного заводнения. [28]
При определенном проценте воды в скважинах первого ряда целесообразно отключить этот ряд. В результате этого обводненность продукции резко снизится. Однако затем, после извлечения 60 - 75 % промышленных запасов нефти, начнет обводняться второй ряд, и содержание воды в добываемой продукции будет резко возрастать. В какой-то момент времени будет выключен второй ряд эксплуатационных скважин, что позволит опять снизить обводненность продукции. Но опять только временно, так как после извлечения 85 - 95 % промышленных запасов нефти снова начнется неуклонное, на этот раз окончательное обводнение последних эксплуатационных скважин. Таким образом, в однородном пласте до того, как будет отобрано 75 - 85 % промышленных запасов нефти, площадное заводнение имеет явные преимущества перед пятирядной системой внутриконтур-ного заводнения: дебит нефти и жидкости гораздо дольше держится стабильным; вода в эксплуатационных скважинах появляется позже. [29]