3. Что такое анализ разработки?

Анализ разработки – это многопрофильное исследование и изучение нефтяного месторождения. Основные задачи, решаемые при анализе разработки: уточнение геологической характеристики; изучение технологии разработки; анализ состояния выработки запасов нефти из пластов и участков; оценка эффективности применяемой системы контроля над разработкой и состоянием фонда добывающих и нагнетательных скважин и эффективности мероприятий по регулированию процесса разработки.

4. В чем состоят особенности барьерного заводнения?

Более эффективно воздействие на нефтегазовую залежь во­дой, закачиваемой в нагнетательные скважины на линии внутреннего контура газоносности (барьерное заводнение). Водяной барьер разделяет основньїе запасы нефти и свободного газа и позволяет одновременно отбирать нефть из нефтяной оторочки и газ из газовой шапки. Барьерное заводнение можно успешно применять на залежах первого типа с большими газовыми шап­ками и со сравнительно узкой газонефтяной зоной. Оно нашло применение на Коробковском, Бехметьевском, Бузовны-Маштагинском и других месторождениях. Барьерное заводнение можно дополнять законтурным заводнением (Бахметьевское месторож­дение), при этом предотвращается возможный уход нефти в законтурную зону.

5. Какие недостатки выявлены при применении законтурного заводнения?

Законтурное заводнение – это поддержание пластового давления путем нагнетания воды в специальные скважины, расположенные за контуром нефтеносности.

На рисунке 5.5. в плане и в разрезе показано расположение добывающих и нагнетательных скважин при разработке нефтяного месторождения с применением законтурного заводнения. Здесь два ряда добывающих скважин пробурены вдоль внутреннего контура нефтеносности. Кроме того, имеется один центральный ряд добывающих скважин.

Рис. 5.5. — Расположение скважин при законтурном заводнении

1 — нагнетательные скважины; 2 — добывающие скважины; 3 — нефтяной пласт; 4 — внешний контур нефтеносности; 5 — внутренний контур нефтеносности

Нагнетательные скважины расположены за внешним контуром нефтеносности. Показанное на рисунке 5.5. размещение трех рядов добывающих скважин характерно для сравнительно небольших по ширине месторождений. Так, при расстояниях между рядами, а также между ближайшим к контуру нефтеносности рядом и самим контуром нефтеносности, равных 500 - 600 м, ширина месторождения составляет 2 – 2.5 км. При большей ширине месторождения на его нефтеносной площади можно расположить пять рядов добывающих скважин. Однако дальнейшее увеличение числа рядов скважин, как показали теория и опыт разработки нефтяных месторождений, нецелесообразно. При числе рядов добывающих скважин больше пяти центральная часть месторождения слабо подвергается воздействию законтурным заводнением, пластовое давление здесь падает и эта часть разрабатывается при режиме растворенного газа, а затем после образования ранее не существовавшей (вторичной) газовой шапки — при газонапорном. Естественно, законтурное заводнение в данном случае окажется малоэффективным воздействием на пласт.