4. Система разработки с воздействием на пласт (9 систем)

Добывающие скважины

Нагнетательные скважины

Скважины располагаются в шахматном порядке

Расстояние между добывающими скважинами в среднем составляет 400-500 метров.

1. Законтурное заводнение - эффективно при небольшой ширине залежи (4-6км) низкой

вязкости ( до 3 спз) и высокой проницаемости коллектора (400-500мД) механизм вытеснения нефти тот же что и при природном водонапорном режиме, на одну нагнетательную скважину приходиться 5-6 добывающих.

Нагнетательные скважины располагаются от 100 до 1000м за контуром залежи.

2. При контурное заводнение – применяется при значительной величине водонефтяной зоны

(ВНВ) а так же при плохой гидродинамической связи пласта с законтурной областью для определений которой необходимо проводить гидропрослушивание.

3. Внутри контурное заводнение

а) Заводнение с разрезанием залежи на площади самостоятельной разработки. Разрезающие ряды нагнетательных скважин располагают так чтобы выделенные площади самостоятельной разработки значительно отличались по своим характеристикам.

Применяется на крупных месторождениях платформенного типа с широким ВНЗ которые отрезают от основной части залежи рядами нагнетательных скважин и разрабатывают по самостоятельной системе.

б) Блоковое заводнение (рядное)

3х рядка

Нефтяную залежь разрезают рядами нагнетательных скважин на полосы (блоки) в пределах которых размещают ряды добывающих скважин такого же направление . При вытянутой форме залежи ряды располагают перпендикулярно длиной оси. При круговой форме залежи направление рядов выбирают с учетом зональной неоднородности крест ориентаций повышенной мощности и проницаемости коллектора.

По количеству добывающих рядов внутри полосы блоковые системы делят на 1, 3, 5 и 7 рядные.

1,3 рядные системы применяются при низких ФЭС пласта при этом ширина пласта будет составлять 1,5 -2 км

5,7 рядные системы применяются при хороших ФЭС пласта при этом ширина пласта может достигать 3х – 4х км

4. Площадное заводнение – характеризуется рассредоточенной закачкой воды в залежь по

всей площади её нефтеносности. По количеству скважин в элементе площадные системы могут быть 4х, 5, 7, 9 и линейные.

4х точечные. 5и точечные. 7и точечные. 9 точечные. Линейные

Все выше перечисленные являются обращенными и применяются в России.

За рубежом применяется преимущественно прямые системы.

5. Барьерное заводнение – это вид воздействия на ГП залежи, вода нагнетается в пласт в

пределах внутреннего контура ГНК, нагнетание проводится с целью разобщения нефти и газовой части пласта и их самостоятельной разработки, что повышает эффективности выработки всех компонентов.

6. Сводовое заводнение – применяется в том случае если пласт в законтурной области

выклинивается или обладает ухудшенной проницаемостью что вынуждает закладывать нагнетательные скважины по оси структуры или в центральную её часть.

а) Осевое б)кольцевое в) центральное

7. Головное заводнение – называется нагнетание воды в наиболее повышенные зоны, оно

близко к сводовому и применятся в залежах тектонически или литологически экранированных.

8. Избирательное заводнение – это разновидность внутриконтурного заводнения.

Предусматривает целенаправленный выбор расположения нагнетательных скважин с учетом геологического строения пласта, которые располагают после разбуривания залежи по равномерной сетке, в местах где существует необходимость воздействия нагнетания воды на залежь.

9. Очаговое заводнение – применяется в развитии основного вида заводнения при этом вода

нагнетается в отдельные скважины в основном из числа пробуренных добывающих.

Очаговое заводнение сочетается с внутриконтурным и законтурным заводнением. Оно

является избирательным но применяется в дополнение к уже существующим системам.

Рациональная система разработки должна обеспечивать три критерия:

1. наименьшую степени взаимодействия между скважинами (что бы скважина дренировала

максимальное число запасов). С другой стороны при увеличение расстояния между скважинами их общее количество уменьшается что ведет к снижению суммарного дебета, кроме того в условиях неоднородности коллекторов большие расстояния между скважинами могут привести к тому что часть линз и пропластков не будут охвачены процессом разработки.

2. Обеспечение максимального КИН - этот критерий в условиях неоднородных коллекторов

можно выполнить при более плотном размещение скважин.

Следовательно 1 критерий требует более редких сеток скважин а 2ой более плотных.

3. Обеспечение максимальной прибыли

П = Q(ц-с) количество нефти умножить на цену нефти минус её себестоимость.