Условия нагнетания воды и гидродинамические расчеты при заводнении

При проектировании процесса поддержания давления (с приме­нением законтурного или внутриконтурного заводнения) опреде­ляют:

1) расположение нагнетательных скважин;

2) число нагнетательных скважин, их приемистость;

3) давление нагнетания;

4) количество нагнетаемой воды.

Расположение нагнетательных скважин при законтурном за­воднении во многом зависит от степени разведанности залежи.

Чем больше данных по залежи, чем круче пласт, том ближе к контуру можно наметить линию нагнетания. Схема размещения нагнетательных скважин также зависит от предполагаемого расстояния между нагнетательными скважинами, от расстояния между внешним и внутренним контурами нефтеносности и от соотношения вязкости нефти и воды (чем больше расстояние от липии нагнетания до зоны эксплуатации, чем больше расстояние между внутренним и внешним контуром нефтеносности, наконец, чем больше соотношение вязкостей, тем реже можно разместить нагнетательные скважины).

Выбор расстояния от контура нефтеносности до линии нагнетания во многом зависит от проницаемости пласта. Так, для песчаников с хорошей фациальной характеристикой, с проницаемостью 0, 6—0, 8 мкм2 расстояние между нагнетательными и эксплуатационными скважинами можно принять равным 1—1, 2 км, для песчаников с проницаемостью 0, 2—0, 6 мкм2 это расстояние не должно превышать 0, 8—1 км. Для коллекторов с плохой фациальной характеристикой с проницаемостью от 0, 15 до 0, 4 мкм2 расстояние между нагнетательными и эксплуатационными скважинами должно быть 500—600 м.

При всех условиях в процессе поддержания пластового давления необходимо обеспечить равномерное перемещение водонефтяного контакта по всей залежи, максимальный охват пласта заводнением, а следовательно, и максимальную конечную нефтеотдачу.

Внутриконтурные нагнетательные скважины следует преимущественно располагать в местах пониженного залегания подошвы пласта, где возможно локальное скопление нефти. Кроме того, профиль нагнетания для обеспечения высокой приемистости скважин должен проходить по участкам с хорошей продуктивностью.

Исследования ВНИИ показали, что в однородном пласте контур нефтеносности будет перемещаться практически параллельно самому себе, если удовлетворится условие

где L_нн — расстояние от линии нагнетания до контура нефтеносности в м; L_лн — расстояние между линией нагнетания и линией расположения скважин внешнего эксплуатационного ряда в м; 2 — расстояние между нагнетательными скважинами в м.