Приконтурное заводнение - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2
Любить водку, халяву, революции и быть мудаком - этого еще не достаточно, чтобы называться русским. Законы Мерфи (еще...)

Приконтурное заводнение

Cтраница 2


Приконтурное заводнение является разновидностью законтурного заводнения и применяется тогда, когда проницаемость пласта в законтурной части понижена и отсутствует хорошая гидродинамическая связь этой части с зоной отбора. В этом случае нагнетательные скважины размещаются в водонефтяной части пласта ( в приконтурной зоне) вдоль внутреннего контура нефтеносности.  [16]

Приконтурное заводнение используется для добычи нефти на сравнительно небольших по размерам залежах, когда в прикон-турной зоне снижена проницаемость пласта, что затрудняет ее связь с основной частью залежи.  [17]

Приконтурное заводнение, когда нагнетательные скважины размещают в водонефтяной зоне в непосредственной близости от внешнего контура нефтеносности. Его применяют вместо законтурного заводнения на залежах с проявлением так называемого барьерного эффекта на водонефтяном разделе или при сниженной проницаемости пласта в законтурной зоне. Гидродинамическая связь законтурной и нефтеносной частей может ухудшиться вследствие окисления тяжелых фракций нефти на водонефтяном разделе, разрывных нарушений, литологических замещений и др. Приконтурное заводнение удачно запроектировано, например, по пласту Сщ Дмитровского месторождения ( Куйбышевская обл.  [18]

Приконтурное заводнение также используют на небольших месторождениях, но в условиях, когда существенно снижена проницаемость пласта в законтурной области и связь с нефтенасыщенной частью затруднена.  [19]

Приконтурное заводнение применяют обычно для разработки небольших залежей ( шириной не более 4 - 5 км) с известным положением контуров нефтеносности, при относительно выдержанных пластах, высокой проницаемости коллекторов и малой вязкости нефти, нагнетательные скважины располагают в непосредственной близости от внешнего контура нефтеносности. Примером удачного применения приконтурного заводнения может служить разработка пласта Сщ Дмитриевского месторождения в Куйбышевской области. Нагнетательные скважины расположены только на южном крыле залежи, где связь пласта с водонапорной системой затруднена. С северного крыла приток пластовых вод сравнительно активный, на восточной и западной перикли-налях пласт Сщ выклинивается.  [20]

Законтурное и приконтурное заводнения применяются для разработки нефтяных залежей, размеры и литолого-фациальные условия которых позволяют поддерживать пластовое давление этим методом на всей площади залежи.  [21]

Метод приконтурного заводнения применяют на месторождениях с низкой проницаемостью продуктивных пластов в части, заполненной водой. Поэтому нагнетательные скважины располагают либо вблизи контура нефтеносности, либо непосредственно на нем.  [22]

Поэтому законтурное и приконтурное заводнения могут с наибольшим эффектом применяться при разработке только таких залежей, размеры которых позволяют разместить на площади сразу все запроектированные ряды скважин, но не больше трех-четырех рядов на каждую линию нагнетания.  [23]

24 Схема заводнения месторождения. [24]

При приконтурном заводнении ( рис. 65, б) нагнетательные скважины располагают в водонефтяной части пласта внутри внешнего контура нефтеносности.  [25]

При приконтурном заводнении в качестве нагнетательных выбирают обводнившиеся бывшие эксплуатационные скважины.  [26]

При приконтурном заводнении происходит более интенсивное и ускоренное воздействие на залежь. В этом случае нагнетательные скважины располагаются в зоне нефтеносности в непосредственной близости от внешнего контура. Этот метод заводнения применяется при плохих коллекторских свойствах внешней водоносной области и при небольших размерах залежи. К недостаткам данной системы заводнения относится более быстрое, чем при законтурном заводнении, обводнение добывающих скважин.  [27]

В итоге законтурное и приконтурное заводнение по всем залежам было дополнено внутриконтурным и очаговым. Обширные нефтеносные поля расчленены на отдельные зоны и участки разработки. У Шкаповского месторождения расчленены на 5 самостоятельных зон разработки, пласта Д [ Туймазинского месторождения - на 10 зон.  [28]

29 Графики разработки пластов Колодезной площади. [29]

Для осуществления приконтурного заводнения было запроектировано 16 нагнетательных скважин. Для этого предполагалось использовать эксплуатационные скважины внешнего ряда, которые должны были обводниться в первые 2 года эксплуатации. Средняя приемистость нагнетательных скважин принималась равной 350 - 400 м3 / сутки. Однако скважины, намеченные под нагнетание, после двух лет эксплуатации, продолжали работать с достаточно большими дебитами нефти.  [30]



Страницы:      1    2    3    4