Системы с приконтурным заводнением

Приконтурное заводнение (рис. 6.5) 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.

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.

Для проектирования системы разработки большое значение имеет геологическое изучение краевых частей залежи. При изучении возможной подвижности контура нефтеносности (а также фронта передвижения нагнетаемой воды) необходимо учитывать:

1. Вязкость нефти, в частности, в приконтурной зоне вблизи водо-нефтяного контакта, а также активность нефти и другие факторы, указанные выше;

2. Проницаемость пласта, особенно в приконтурной зоне, малая проницаемость пласта в этой зоне может объясняться выпадением из воды карбонатов;

3. Наличие в пласте глинистых компонентов, сильно разбухающих под действием контурных вод и закупоривающих поры пласта;

4. Микробиологические процессы на контакте вода – нефть, приводящие к выпадению твердых осадков, закупоривающих поры, и т.д.

Рис. 6.5 - Расположение скважин при приконтурном заводнении 1 - добывающие скважины; 2 - нагнетательные скважины; 3 - внутренний контур нефтеносности; 4 - внешний контур нефтеносности.

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.

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.