45.Внутриконтурное заводнение

ВНУТРИКОНТУРНОЕ ЗАВОДНЕНИЕ (а. соntour flooding; н. Intrakonturwasserfluten, Randwasserfluten; ф. injection d'eau centrale; и. inyeccion de agua соn circulacion interna) — способ разработкинефтяных месторождений, при котором поддержание или восстановление баланса пластовой энергии осуществляется закачкой воды непосредственно в нефтенасыщенную часть нефтяного (продуктивного) пласта. Для повышения конечной нефтеотдачи, а также темпов отработки в схемы внутриконтурного заводнения включаются дополнительные водонагнетательные скважины — в большинстве случаев часть нефтедобывающих скважин, преимущественно обводнённых. Из них создаются новые цепочки или отдельные очаги заводнения (очаговое заводнение). На нефтяных пластах с резко выраженной зональной неоднородностью продуктивного коллектора иногда применяют избирательное внутриконтурное заводнение. В этом случае залежь сначала разбуривается по равномерной сетке, а затем часть скважин (обычно 1/5-1/3), сравнительно равномерно распределённых по всей площади залежи и имеющих наиболее высокую продуктивность, осваивается под закачку воды, т.е. создаётся система (сеть) отдельных очагов заводнения. Наиболее интенсивный вид внутриконтурного заводнения — площадное заводнение, при котором добывающие и нагнетательные скважины чередуются друг с другом в определённой последовательности, равномерно располагаясь по площади залежи. Основное достоинство внутриконтурного заводнения — возможность существенного повышения темпов отбора нефти из залежи не только за счёт увеличения числа скважин, но и

нагнетательных и добывающих скважин, повышения давления в нагнетательных скважинах и др.

46.Блоковая система заводнения?Преимущества и недостатки? Блоковое заводнение.

П

Рис. 18 Система разработки нефтяной залежи с блоковыми заводнением

1- контур нефтеносности; Скважины: 2-нагнетательные, 3 - добывающие

риблоковом заводнениинефтяную залежь разрезают рядами нагнетательных скважин на полосы (блоки), в пределах которых размещают ряды добывающих скважин такого же направления. При вытянутой форме залежи ряды скважин располагают обычно перпендикулярно к ее длинной оси (рис. 18). При «круговой» форме залежей, особенно с обширными площадями нефтеносности, направление рядов скважин выбирают с учетом зональной неоднородности продуктивных пластов — в крест выявленной по данным разведки превалирующей ориентации зон с повышенной мощностью (и, как правило, с повышенной пористостью и проницаемостью) коллекторов (рис. 19). В результате достигается пересечение всех зон, содержащих основную часть запасов нефти, линиями разрезания и, следовательно, обеспечение большего влияния в них закачки воды. При ином направлении блоков, принятом без учета данных о границах зон разной продуктивности, разрезающие ряды в значительной части могут оказаться на участках с пониженной проницаемостью пласта, что обусловит низкую приемистость значительной части нагнетательных скважин и отсутствие в части высокопродуктивных зон воздействия нагнетаемой воды.

П Системам разработки с площадным заводнением свойственны и некоторые 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. Этот процесс усугубляется неодновременным вводом новых добывающих скважин в элементе системы после начала закачки воды, продолжительными остановками отдельных скважин для подземного и капитального ремонта, отключением обводненных скважин, существенными различиями в дебитах скважин и др. Вследствие своеобразной конфигурации линий тока при площадном заводнении между скважинами могут формироваться целики (застойные зоны) нефти.

В связи с низкой продуктивностью залежей, при которой применяется площадное заводнение, и вследствие указанных особенностей процесса разработки коэффициент извлечения нефти, как правило, не превышает 0,45—0,50.

Рис. 19 Система разработки крупной «круговой» нефтяной залежи с блоковым заводнением

Контуры нефтеносности: 1-внешний, 2- внутренний; Скважины: 3 – нагнетательные, 4 – добывающие; Зоны с толщиной и коллекторскими свойствами пласта: 5- высокие, 6 - низкие

ри проектировании систем разработки с рассматриваемым видом заводнения особое внимание следует уделять обоснованию ширины блоков и количеству рядов добывающих скважин в блоке. Ширину блоков выбирают от 4 до 1,5 км в соответствии с уменьшением гидропроводности пласта. Уменьшение ширины полос при прочих равных условиях повышает активность системы заводнения благодаря возрастанию перепада давления на единицу ширины блока, что позволяет частично компенсировать пониженную продуктивность залежи. Во избежание значительных потерь нефти в центральных частях блоков (на участках стягивания контуров нефтеносности) в пределах блока располагают обычно нечетное количество рядов добывающих скважин, при этом внутренний ряд обычно играет роль «стягивающего». При повышенной ширине блоков (3,5—4 км) принято располагать пять рядов добывающих скважин, при меньшей ширине (1,6—3 км) —три ряда. В зависимости от количества рядов добывающих скважин блоковое заводнение называютпятиряднымилитрехрядным. Уменьшение количества добывающих рядов в сочетании с сужением блока также повышает активность системы за счет увеличения горизонтального градиента давления и уменьшения количества добывающих скважин, приходящихся на одну нагнетательную. При пятирядной и трехрядной системах последний показатель соответственно составляет около 5 и 3.

Первая трудность, которая возникает при этом - отсутствие информации об особенностях геолого-литологического строения пласта в начальной стадии разработки, т.е. в тот период, когда создается система заводнения. Отсюда следует вывод, что в этот период увязка системы заводнения с конкретными особенностями геолого-литологического строения залежи невозможна, и оптимальным решением вопроса является применение блоковой системы заводнения  с линейными рядами разрезающих нагнетательных скважин. [28]

К числу благоприятных параметров относятся: уплотнение сетки скважин в зоне наибольшей депрессии ( в центральных зонах залежей), расположение нагнетательных скважин внутри залежей с двусторонним питанием, или блоковые системы заводнения , уменьшение расстояний между ними и другие. [29]

Место разрезания нефтяной залежи при этом выбирается уже не исключительно по геолого-литологическим заключениям, а главным образом исходя из той же задачи получения заданных технологических показателей разработки нефтяной залежи с учетом конкретных геолого-литологических условий и неоднородности продуктивного пласта. При этом размеры отдельных блоков и число рядов эксплуатационных скважин в них оказываются тесно связанными с физической характеристикой залежи, ее гидропроводностью. В результате этого блоковые системы заводнения  позволяют получить в широком диапазоне физико-геологической характеристики нефтяных залежей высокие темпы добычи нефти и оптимальные технико-экономические показатели.