Приконтурное заводнение применяется для пластов с сильно пониженной проницаемостью в законтурной части. При нем нагнетательные скважины бурятся в водонефтяной зоне пласта между внутренним и внешним контурами нефтеносности ( рис. 2 ).
Рис. 2. Схема размещения скважин при приконтурном заводнении
Уменьшение проницаемости в законтурной части пласта резко снижает поглотительную способность законтурных нагнетательных скважин и обуславливает слабый эффект воздействия на пласт. Это явление вызывается резким повышением карбонатности пород в этой части залежи, что может быть связано со вторичными процессами химического взаимодействия нефти и краевых вод в зоне ВНК. Последнее зависит от химического состава пластовых вод и нефти и от сложных биохимических процессов, протекающих в недрах на контакте вода -–нефть. Располагая нагнетательные скважины в краевой приконтурной зоне залежи, стало возможным исключить зону с резко ухудшенной проницаемостью, являющейся барьером, отделяющим нефтяную залежь от законтурной области, а также оказать эффективное воздействие на залежь со стороны краевых зон и резко сократить отток воды в законтурную область.
Первоначально метод приконтурного заводнения был предложен для залежей геосинклинальных областей с резко ухудшенной проницаемостью в зоне ВНК и изолированной от законтурной области. Впоследствии оказалось, что приконтурное заводнение весьма эффективно и для платформенных залежей.
Так, на Туймазинском месторождении, при проведении в течение длительного времени законтурного заводнения возникли значительные трудности в разработке залежи горизонта Д 1 . Рядом специалистов было предложено перейти к приконтурному заводнению. Ранее предполагалось, что законтурное заводнение обеспечит вытеснение нефти из краевых зон залежи в направлении к зоне внутреннего контура нефтеносности, но это предположение не оправдалось. Под действием нагнетаемой воды при законтурном заводнении происходит непоршневое вытеснение нефти из краевых зон по всей нефтенасыщенной мощ-ности пласта, и нагнетаемая вода устремляется по нижней водоносной части горизонта. Данное обстоятельство обуславливает необходимость самостоятель-ной разработки водонефтяных зон крупных залежей.
Преимущества приконтурного заводнения очевидны. Краевые части залежей, вплоть до внешнего контура нефтеносности отличаются малыми мощностями нефтеносных пород, не имеющих для разработки практического значения. На крупных платформенных залежах добывающие скважины не закладываются в зонах малых мощностей ( 1 – 3 м ).
Метод приконтурного заводнения, по сравнению с другими, более интенсивными методами не может обеспечить в течение краткого срока достижение максимального уровня добычи, но позволяет за более длительный промежуток времени сохранить достаточно высокий стабильный уровень добычи.
Поможем написать любую работу на аналогичную тему