Аналіз розробки нафтових родовищ

Способи регулювання процесів розробки. Під регулюванням процесу розробки покладів нафти розуміють управління процесами вилучення вуглеводнів за допомогою різноманітних технологічних заходів і технічних засобів. Регулювання полягає в доцільній зміні напрямку та швидкості фільтрації пластових флюїдів, у створенні сприятливих умов для дренування запасів за допомогою технічних засобів та ін.

Під принципом регулювання розробки розуміють основне спрямування заходів з управління процесом дренування покладу. Різним геолого-фізичним умовам відповідають свої принципи регулювання.

Так, на родовищах, які характеризуються відносно однорідною будовою колекторів, од-нопластовістю, малою в'язкістю нафти, розробка яких ведеться на природному водонапірному режимі, із законтурним та приконтурним заводненням або з розрізанням покладів на широкі смуги (близько 4 км), може бути прийнятий принцип рівномірного пересування контурів нафтоносності або фронту закачування води до центрального стягуючого ряду.

Кращим принципом регулювання розробки багатопластових об'єктів є принцип рівношвидкісного виробітку запасів усіх пластів у розрізі за рівномірного просування контурів нафтоносності та фронту закачуваної води.

Виходячи з основного принципу розробки, необхідно виділити два головних технологічних критерії регулювання: темп видобутку нафти, який при застосуванні сучасних систем розробки інколи досягає 10-12% в рік від видобувних запасів, та величину поточної та кінцевої нафтовіддачі.

Залежно від застосування різних методів регулювання при одному і тому ж об'ємі відібраної рідини можна отримати різні значення нафтовіддачі. Тому для характеристики технологічної ефективності методів регулювання необхідно розглядати величини поточної та кінцевої нафтовіддачі залежно від об'ємів відібраної рідини.

Основний принцип, за яким вибирають метод регулювання, має такі особливості: принцип вибору рішення є комплексним; сукупність чисельних величин складових частин комплексного принципу на різних стадія розробки, на яких приймається рішення, є різною; на вибір раціонального або оптимального рішення великий вплив має термін оптимізації.

З метою розв'язання основних технологічних проблем - виявлення та підтримання оптимальних відборів нафти з покладу і підвищення ефективності процесу витиснення нафти водою (найбільш повне охоплення пласта заводненням та зниження видобутку попутної води) застосовують найрізноманітніші методи та засоби регулювання. Як відомо, зміна системи дії істотно впливає на технологічні та техніко-економічні показники та пов'язана, головним чином, з великими капітальними витратами. Якщо покласти цю ознаку в основу класифікації, методи та засоби регулювання можна розділити на дві групи: без зміни системи впливу на поклади та буріння нових свердловин; часткова або повна зміна системи впливу на поклад, буріння нових видобувних та нагнітальних свердловин.

До першої групи можуть бути віднесені такі методи та засоби регулювання: збільшення гідродинамічної доскоанлості свердловин (додаткова перфорація, гідророзриви пласта, гідропіскоструминна перфорація, різні модифікації кислотних обробок, застосування поверхнево-активних речовин і т.ін.); ізоляція припливу попутньої води у свердловинах (різноманітні способи цементних заливок, створення різних ізолюючих екранів, застосування хімреагентів і т.ін.); вирівнювання профілів припливу рідини або закачування води за товщиною пласта (селективна закупорка за допомогою хімреагентів, закачування повітря, інертних газів, загущеної води та ін.); зміна режимів роботи видобувних свердловин (збільшення або обмеження відборів рідини аж до відключення свердловин, форсований відбір рідини, періодична зміна відборів); зміна режимів роботи нагнітальних свердловин (збільшення або обмеження та перерозподіл об'ємів нагнітання на свердловинах, періодичне або циклічне закачування, застосування підвищених тисків нагнітання); спільно-роздільна експлуатація та закачування води у свердловини на багатопластових родовищах.

До другої групи можна віднести такі заходи та методи регулювання: буріння видобувних та нагнітальних свердловин, кількість яких визначена у проектних документах (резервні свердловини); наближення фронту нагнітання води до зон відбору шляхом буріння нових свердловин або переносу фронту нагнітання в існуючі свердловини; зміна напрямків фільтраційних потоків; організація осередкового заводнення.

У процесі розробки нафтового покладу необхідний безперервний контроль за нафтона-сиченістю, охопленням та повнотою процесу витиснення нафти з пластів водою або іншими робочими агентами. Без постійного контролю протягом всього періоду розробки родовища неможливе ефективне регулювання. Процес регулю-вання розробки родовища має на всіх стадіях свої конкретні та характерні завдання.

На І стадії вирішуються питання черговості промислового облаштування. Тут відбувається основне розбурювання нафтового родовища та вкладання основних капітальних коштів.

На П стадії процесу розробки одним з головних завдань регулювання є забезпечення найбільш тривалого періоду стабільного видобутку нафти. Найчастіше застосовують тут методи та засоби регулювання шляхом буріння резервних свердловин, а також зміна режимів роботи видобувних та нагнітальних свердловин. Особливо ефективними є обмеження дебітів сильнообводнених свердловин зовнішніх рядів та збільшення відборів з безводних та малодебітних рядів.

На пізніх стадіях розробки родовищ (III, IV стадії) проектуються додаткові заходи регулювання, які не могли бути передбачені на стадіях початкового проектування систем розробки родовищ.

Найбільші зусилля з метою підвищення ефективності методів регулювання на пізніх стадіях розробки спрямовані на зменшення видобутку попутної води. Тут широко застосовують методи та засоби регулювання, які пов'язані з ізоляцією обводнених прошіастків та вирівнюванням профілів припливу рідини або закачування води за товщиною пластів.

На Ш стадії розробки нафтових родовищ головними завданнями регулювання є сповільнення темпів падіння видобутку нафти та забезпечення заданих відборів нафти при можливих найменших об'ємах видобутку попутної води.

На IV стадії розробки родовищ регулювання процесу полягає в дренуванні невиробле-них прошіастків та ділянок пластів. На цій стадії характерне широке застосування методів регулювання зміною напрямків фільтраційних потоків, організацією осередкового заводнення, застосування форсованого відбору рідини із свердловин.

Форсований відбір рідини дає змогу підвищити кінцеву нафтовіддачу, тому що дозволяє відтягнути момент закінчення експлуатації свердловин, який визначається граничною собівартістю нафти.

При правильній організації процесів регулювання всі методи, які застосовують на родовищах, дають відчутний ефект як у підвищенні поточних відборів нафти, так і в зниженні відборів води, а також у збільшенні нафтовіддачі пластів. Разом з тим необхідно зазначити, що регулювання процесів розробки нафтових родовищ має свої межі та можливості, які зумовлюються впливом цілого ряду чинників.

Таким чином, регулювання процесів розробки нафтових родовищ включає в себе заходи, які пов'язані з підвищенням ефективності виробітку запасів нафти, починаючи з самого початку їх розробки.

У зарубіжній літературі методи та засоби регулювання класифікуються як первинні (видобуток нафти на початковій стадії розробки за рахунок природної енергії пласта), вторинні (видобуток нафти при штучному впливі на пласт) та третинні (методи, які застосовуються на пізній стадії розробки).

У літературі методи та засоби регулювання, які спрямовані на різке збільшен-ня відборів нафти та рідини зі свердловин та покладів, називаються методами та засобами інтенсифікації, а також методами форсованого відбору з пластів.

Аналіз та прогнозування розробки родовищ з використанням спрощених математичних моделей та ЕОМ. На пізній стадії розробки нафтових покладів нагромаджується значний об'єм геолого-промислової інформації. Узагальнення та аналіз її дає змогу оцінити. стан, визначити хід процесу розробки і фільтраційні параметри пластових флюїдів, деякі інші параметри та використати їх для подальшого прогнозу.

У випадку розробки родовища на режимі розчиненого газу при частковій репресії на поклад геолога-промислову інформацію використовують для визначення нафтонасиченості пор , залежності від відношення фазових проникностей газу і нафти від нафтонасиченості пор, а також фазової проникності нафти від нафтонасиченості пор.

Для цього використовують формули

(6.55)

де , - сумарний та поточний газові фактори; , - об'ємний коефіцієнт при тиску насичення і поточному тиску; - густина газу в пластових умовах; Р, - поточний пластовий та атмосферний тиск; - коефіцієнт надстисливості газу; - пластова та поверхнева температури; - в'язкості нафти та- газу;- відносний коефіцієнт продуктивності; - відносний перепад тиску відповідно при тиску насичення і поточному тиску; - коефіцієнт зміни об'єму газу (при стандартних умовах) при переводі його в пластові умови; - відносне нагромаджене закачування води; - насиченість газом пластової нафти при тиску насичення і поточному тиску.

В разі розробки родовища на змішаному режимі (одночасному прояві режиму розчиненого газу і водонапірного режиму, створеного закачуванням води) геолого-промислову інформацію використовують для знаходження зміни нафтонасиченості , водонасиче-ності за певний проміжок часу, а також фазової проникності нафти , відношення фазових проникностей газу та нафти і відношення фазових проникностей води та нафти

Перелічені параметри визначають за допомогою формул (6.55) та наведених нижче:

де - поточний водонафтовий фактор; - в'язкість пластової води при поточному тиску; - середній дебіт нафти однієї свердловини при тиску насичення і поточному тиску; - початковий та поточний поровий об'єм,зайнятий нафтою; - добове закачування води; - поточна та залишкова нафтонасиченість; - поточна водонасиченість; - проміжок часу (квартал, рік, півроку).

При розробці нафтових родовищ при водонапірному або змішуваному режимах геоло-го-промислова інформація може бути використана для прогнозування обводнення покладів.

Для цього, виходячи з промислових даних, знаходять залежність частки нафти в продукції покладу від відношення початкового об'єму пор, зайнятих нафтою нагромадженого відбору рідини (нафти і води) у пластових умовах. Залежність описується логарифмічне нормальним законом

Для розрахунків користуються формулою щільності розподілу функції

(6.56)

де - матиматичне очікування логарифму відповідає значенню абсциси в точці, де величина нагромадженої частоти дорівнює 0,5, тобто = 0,5; = 0,159.

Розрахунки проводять за такою схемою.

1. Задають вихідне значення нагромадженого відбору рідини в пластових умовах і розраховують відповідне йому значення щільності розподілу.

2. обчислюють щільний вибір в пластових умовах за перший прогнозний (розрахунковий) рік.

3. Розраховують нагромаджений відбір на кінець першого прогнозного року і відповідне йому значення щільності розподілу.

4. Визначають середньорічне значення щільності розподілу, зниження частки нафти за рік, середньорічну частку нафти.

5. Обчислюють інші річні показники.

6. Повторюють цикл розрахунків за пунктами 2-5 до загального граничного значення частки нафти.

У всіх названих випадках використання геолого-промислової інформації для розрахунків фільтраційних характеристик та технологічних показників можна користуватись персональними комп'ютерами з місткістю Оперативного запам'ятовуючого пристрою не менше 64 Кбайт.

Існує багато методик розрахунків технологічних показників розробки за характеристиками витиснення. Наведемо основні з них. Характеристикою витиснення називається емпірична залежність типу нагромаджений видобуток нафти - нагромаджений видобуток рідини. Характеристика витиснення відображає реальний процес видобутку запасів нафти з надр і пов'язану з ним динаміку обводнення продукції при розробці неоднорідних пластів на режимі витиснення нафти водою.

Характеристики витиснення дають змогу визначити ефективність видобутку запасів нафти при заводненні об'єктів розробки. Порівняння характеристик витиснення різних об'єктів розробки у безрозмірному вигляді дозволяє порівняти ці об'єкти, виявити причини та фактори, які впливають на характер вироблення запасів нафти.

На практиці характеристики витиснення, поряд з іншими методами, викорис-товують для оцінки ефективності заходів, які спрямовані на вдосконалення систе-ми розробки. Зміни, внесені в систему розробки для підвищення активності виро-бітку запасів нафти різних ділянок і зон, фіксуються на формі характеристик

витиснення, бо змінюється характер динаміки обводнення продукції.

Ця особливість характеристик витиснення використовується у практиці розробки нафтових родовищ для кількісної оцінки заходів підвищення її ефективності.

Характеристики витиснення можна поділити на два види: інтегральні та диференціюй. Інтегральні характеристики витиснення стійкі, слабо реагують на випадкові короткочасні зміни процесів розробки родовища та змінюють свою форму лише при суттєвих змінах процесу вилучення нафти у великих об'ємах пласта, що розробляється. Диференціюй характеристики витиснення включають такі величини, як поточний видобуток нафти, обводнення продукції або водонафтовий фактор. Вимагають вони дуже точної обробки даних свердловин та покладів і результатів їх експлуатації, "відсіювання" випадкових факторів при їх побудові та використанні для визначення ефективності методів підвищення нафтовилу чення.

Основною ознакою використання інтегральної характеристики витиснення для експлуатації на прогнозний період є прямолінійний характер на кінцевій ділянці до моменту впровадження гідродинамічного процесу підвищення нафтовилучення на даному об'ємі. Цим і пояснюється широкий спектр видів інтегральних характеристик витиснення, що запропоновані різними дослідниками. Кожна з них залежно від конкретних умов та особливостей процесу розробки і вироблення нафти може виявитись найбільш придатною для застосування.

Характеристики витиснення можуть застосовуватись для оцінки ефективності практично всіх методів гідродинамічної дії на продуктивні пласти, за винятком, можливо, підгазових зон газонафтових об'єктів розробки.

Слід мати на увазі, що зміна форми характеристики витиснення може бути пов'язана як із залученням в активну розробку недренованих або слабодренованих запасів нафти в тупикових, глухих закуткових зонах, окремих прошарках, лінзах, так і з перерозподілом відбору рідини і закачування води на свердловинах, тобто гідродинамічна дія може мати вплив як на кінцеве нафтовилучення, так і на початкове.

При оцінці технологічної ефективності заходів слід використовувати результати поточного геолого-промислового аналізу з метою визначення запасів нафти, що додатково вводяться в розробку при зміні системи дії, буріння самостійних свердловин на окремі прошарки, лінзи, слабодреновані або застійні зони.

Оскільки величини запасів нафти в цих зонах, головним чином, невеликі порівняно із запасами нафти у покладі, то вплив на введення їх в активну розробку може бути слабо-замітним на формі характеристики витиснення. У цих випадках об'єми видобутку нафти, що отримані із додатково введених у розробку балансових запасів нафти, повинні визначатись окремо і повністю відноситись до гідродинамічного методу дії.

Для вивчення кількісної ефективності гідродинамічних методів підвищення поточного і кінцевого нафтовилучення можуть використовуватись характеристики витиснення різного виду, основними з яких є такі:

(6.57)

(6.58)

(6.59)

(6.60)

(6.61)

(6.62)

(6.63)

(6.64)

(6.65)

(6.66)

(6.67)

(6.68)

де - нагромаджений з початку розробки видобуток нафти, води, рідини; , , - видобуток нафти, води, рідини за роки розробки; А, В, С, а, - коефіці-єнтти, що визначаються статистичною обробкою фактичних даних розробки; - середньорічна частка нафти в продукції, що видобувається; - річний видобуток нафти за перший рік періоду, що розглядається; - час, роки.

Інтегральні характеристики витиснення (6.58), (6,59) та (6.62) і диференційні характеристики витиснення типів (6.66) - (6.68) є найбільш простими і зручними при "ручній" обробці даних для визначення ефективності гідродинамічної дії. Інші види характеристик витиснення для "ручної" обробки фактичних даних вимагають більших обсягів обчислень, або використання різних величин і коефіцієнтів.

Диференційні характеристики витиснення типу (6.67) і (6.68) для визначення базового варіанту або визначення ефективності гідродинамічної дії рекомендується застосувати в період безводного видобутку нафти.

Вказані вище методи можна використовувати для розрахунків видобутку нафти, задаючись темпом росту обводнення продукції.

Прогноз процесу обводнення покладу нафти можна отримати шляхом екстраполяції динаміки обводнення в часі або розрахунком за методом Дікстра-Парсона.

Перш ніж перейти до опису розрахунків обводнення нафтового покладу Дікстра-Парсона, слід зауважити, що всі аналітичні методи визнають принаймі чотири допущення:

1. Неоднорідний за проникністю пласт зображається серією однорідних про-шарків різної проникності. Розрахункова характеристика неоднорідного пласта в цілому прирівнюється до суми розрахункових характеристик окремих прошарків.

2. Між прошарками не існує гідродинамічного зв'язку.

3. Приймається поршневе витиснення нафти водою.

4. Гравітаційний ефект не враховується.

На доданок до цих допущень метод Дікстра-Парсона визнає, що фактичні дані за абсолютною проникністю описуються нормальним законом імовірного розподілу цього параметра.

Коефіцієнт варіації проникності. Для оцінки впливу пошарової неоднорідності за проникністю на прогноз заводнення Дікстра і Парсон застосували загальновідомий логнор-мальний розподіл проникності пласта-колектора. Запропонований авторами термін "коефіцієнт варіації проникності" часто називається ще "варіацією проникності". Статистично коефіцієнт варіації проникності визначається залежністю , де —величина стандартного відхилення; - математичне очікування величини х.

При нормальному розподілі величина є такою, що 15,9% зразків мають значення менше, ніж , а 84,1 % зразків мають значення менше, ніж

Для знаходження вихідних величин Дікстра і Парсон запропонували розташувати величини проникностей, які отримані за даними дослідження кернового матеріалу в порядку зниження їх абсолютних значень. Ці значення наносять на графік, на осі абсцис якого

відкладається частка загальної кількості зразків з більш високою проникністю, а на осі ординат - проникність зразків.

У цьому випадку коефіцієнт варіації проникності

де - середня проникність, тобто величина проникності з імовірністю 50%; - проникність для 84,1 загального числа зразків.

Витиснення нафти водою, яка повністю заміщає нафту. Розглянемо паралельностру-меневу течію нафти, яка витісняється до прямолінійної галері! під напором води, що надходить у пласт.

На рис. 6.11 ,а зображена в плані схема пласта, через який рухаються дві рідини.

Тиск на контурі та на вибої галереї приймають постійними. Визначимо граничні умови для кожної області з рухомою межею на контурі нафтоносності.

Для води

Р = при ,; Р = при

Для нафти

Р = при ; Р = при = 0.

Для одномірного потоку рідини в пласті, керуючись законом Дарсі, можна записати

(Р -)/( - ) = ( ')/( - ) або Р = Ця умова справедлива для області, що зайнята водою.

Для нафтової області (Р - )/(. ) = , або Р =

На водонафтовій межі маємо умови рівності швидкостей фільтрації, що дає змогу записати

де К - абсолютна проникність пласта; - відносна фазова проникність. На основі формул (6.6І) - (6.63) маємо

(6.69)

звідки

^а б

Рис.6.11. Схеми пласта (а) і двопрошаркового пласта (б), через які рухаються дві рідини

Таким чином підставляючи отриманий розв'язок в рівняння (6.69), маємо формулу для визначення швидкості пересування межі розділу фаз:

Такий вираз отриманий і запропонований при закачуванні води в одинокий пласт. Дікстра і Парсон поширили цей вираз на поклад, який складається з п прошарків, що розділені непроникними перегородками. Всередині кожного прошарка, таким чином, припускається поршневе витиснення із швидкістю, яка залежить від поточного знаходження фронту витиснення.

Подальший хід міркувань Дікстра і Парсона зводиться до таких суджень. Припустимо, що пласт складається з двох прошарків однакової товщини, але різної проникності (рис. 6.11,6).

Позначимо час прориву води у першому прошарку через За цей час межа розділу фаз у першому прошарку перемістилась на величину

Для знаходження можна записати

За цей час фронт води у другому прошарку переміститься на відстань , що дає змогу записати

Порівнюючи ці два вирази і проводячи відповідні математичні перетворення, отримуємо

де

За аналогією можемо записати

Таким чином, отримана залежність, яка дає змогу визначити ступінь охоплення пласта заводненням:

(6.70)

де п - загальне число прошарків; т - число прошарків, які обводнились. Тоді водонафто-вий фактор

(6.71)

Залежності (6.70) і (6.71) були перетворені для випадку, коли пласт складається із прошарків різної товщини. Тоді для визначення коефіцієнта охоплення пласта заводненням можна скористатись залежністю

а для визначення водного фактора - формулою

Знаючи величину водонафтового фактору, можна знайти обводнення продукції

(6.72)

де - обводнення продукції, частки одиниці.

Наведена методика при всій своїй простоті та широті охоплення багатьох фізичних явищ, які відбуваються у пласті, розрахована для використання її до колекторів, що представлені набором ізольованих один від одного прошарків однорідних за проникністю.

У нафтових пластах не існує такого варіанту, реальні прошарки слід розглядати як "умовно однорідні" з виділенням у них лише зон з різними колекторськими властивостями і продуктивністю. Запропоновану методику слід розглядати як ще один варіант врахування неоднорідності при оцінці охоплення пласта дією на нього при його розробці з підтриманням пластового тиску.

Основні принципи та умови розробки нафтових родовищ Російської Федерації та США. За всю світову історію розвитку нафтової промисловості США були попереду інших країн за видобутком нафти (113 років). Тільки в 1975 році СРСР випередив США з видобутку нафти за рахунок відкриття крупних за запасами високопродуктивних родовищ (Туймазинське, Ромашківське, Бавлінське, Арланське, Муханівське, Усть-Балинське, Са-мотлорське, Мамонтовське, Узеньське, Тенгізське та ін.) та застосування ефективних систем дії на пласти шляхом заводнення.

На нафтових родовищах США експлуатаційні свердловини розташовані в середньому в 4-5 разів більш при щільних сітках ніж на родовищах Урало-Поволжжя і Західного Сибіру. За даними ВНИИнефть, у США близько 50% родовищ розробляється при щільності сітки менше 16 га/ свердловину, 37% - при 16-25 га/св. В останні роки у США є тенденція

розрідження сітки свердловин і встановлена мінімальна площа 16 га/св. і максимальна - 64 га/св.

Розбурювання родовищ здійснюється у більшості випадків за правильними геометричними сітками, з високими темпами, одностадійно.

На більшості родовищ Російської Федерації обгрунтованим є двостадійне розбурюван-ня. Середній дебіт нафти у СІЛА на порядок нижчий ніж у РФ або Україні.

Таблиця 6.3

Країна, район, штат	Виробленість запасів нафти (виснаження), %

РФ
Татарстан	2,7	4,25	4,02	2,8
Башкортостан	4,25	5,86	4,4	2,6
Куйбишевська область	4,8	6,44	5,0	3,2
СІЛА
Техас	8,9	3,7	3,8	3,8
Каліфорнія	4,7	3,9	3,3	2,8
Луїзіана	2,2	3,7	4,6	~

Таблиця 6.4

Показники розробки	Волго-Уральська область	США
Групи родовищ	Всі родовища
крупні	середні	малі
Сумарний видобуток нафти за перші 10 років розробки, % від початкових видобувних запасів	18,3	46,5	32,3	38,2
Час видобутку 50 % початкових видобувних запасів нафти, роки				13,2
Максимальний річний видобуток нафти, % від початкових видобув-	5,3	7,7	8,5	7,3
них запасів
Сумарний видобуток нафти до року максимального видобутку, % від початкових видобувних запасів	31,4	23,5	20,7	25,3
Час досягнення максимального видобутку нафти, роки	13,7	6,3	5,4	8,8

Темпи розробки нафтових родовищ Урало-Поволжжя також вищі, ніж на родовищах США (табл.6.3 і 6.4). З наведених даних можна зробити такі висновки:

-темпи розробки нафтових родовищ Урало-Поволжжя вищі ніж основних нафтовидобувних штатів США;

- темпи розробки крупних родовищ Урало-Поволжжя приблизно однакові з родовищами США, а з деяких показників навіть нижчі;

- на ранній стадії розробки (перші 2-3 роки) темпи видобутку нафти на родовищах США в середньому вищі, ніж на родовищах РФ, і досягнуті за рахунок інтенсивного розбу-рювання та введення в експлуатацію нових свердловин;

- після відбору 70-75 % видобувних запасів, тобто в завершальній стадії розробки, темпи нафтовидобутку на родовищах США вищі ніж у РФ.

Основні принципи розробки нафтових родовищ РФ та США наведені в табл. 6.5

Таблиця 6.5

Принципи, умови	РФ	США
Початок заводнення	3 початку розробки	Закачка води, газу після розробки на природних режимах
Стратегія (порядок розбурю-вання)	Багатостадійне, розділення об'єктів та згущення сітки за рахунок буріння резервних свердловин	Одностадійне, деколи зі згущенням сітки (двох-етапне)
Система розташування свердловин	Нерівномірна багаторядна: 30-56 га/св спочатку; 18-30 га/св наприкінці розробки	Рівномірна (квадратна, трикутна), середня 8 га/св, а з 60-х років до 32-64 га/св
Система заводнення	Внутрішньоконтурна, блокова, площова	Рівномірна з граничною інтенсивністю - п'яти- та семиточкова
Технологія заводнення	Підвищені тиски закачки -(10-24 МПа), циклічна дія, зміна напрямків потоків закачки води	Високі тиски закачки (15-35 МПа): водогазові суміші
Відключення свердловин	Зовнішні ряди при обводненні 80%, внутрішні -при 95-98%	При граничному обводненні продукції
Темп розробки	Не лімітується (немає залежності нафтовіддачі від темпу розробки)	Обмеження економічно-кон'юнктурного характеру (норма видобутку нафти)
Щільність сітки свердловин та нафтовіддача при заводненні	Нафтовіддача мало залежить від щільності сітки свердловин в однорідних пластах, істотно - при переривчастості та системі впливу	Слабкий вплив щільності сітки свердловин на наф-товідцачу. При середній щільності 8 га /св нафтовіддача в країні низька
Водонафтові зони	Незалежні системи розробки у випадку широких водонафтових зон	Умови розробки водонафтових зон аналогічні розробці нафтових зон
Багатопластові об'єкти	Спільний видобуток нафти, роздільне закачування води. Поєднання ліній закачки води у плані. Розділ об'єктів	Роздільний видобуток нафти та закачування води, забезпечення закачування в декілька горизонтів в одній свердловині

Продовження табл. 6.5

Принципи, умови	рф	США
Нафтогазові родовища	Досвід розробки обмежений. Бар'єрне заводнення для	Бар'єрне заводнення з поверненням газу в газову шапку. Рециркуляція сухого газу в фіаст

	покладів з широкими підгазовими зонами

Область застосування заводнення	Колектори проникністю понад 10·10^-3 мкм². В'язкість нафти < 25-30 мПа· с	Проникність колекторів до (5-10)·10^-3 мкм², в'язкість нафти до 100-200 мПа·с
Джерела води для заводнен- ня	Прісна, морська, з підземних горизонтів, стічні та промтоварні води нафтопромислів	Морьска, прісна, стічна з обробкою інгібітор-рами, бактерицидами, солями

Список літератури

1. Акулыпин А.И. Прогнозирование разработки нефтяних месторождений. - М.:Недра, 1987-186с.

2. Борисов Ю.П., Рябинина З.К., Воинов В.В. Особенности проектирования разработки нефтяных месторождений с учетом неоднородности. - М.гНедра, 1976. - 250с.

3. Донцов К.М. Разработка нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1971. - 360 с.

4. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. - М.гНедра, 1986. - 332с.

5. Иванишин B.C. Особенности разработки многопластовых месторождений с низкопроницаемыми коллекторами. - М.гНедра, 1981.- 168 с.

6. Иванова М.М. Динамика добычи нефти из залежей. - М.: Недра, 1976. - 240 с.

7. Иванова М.М., Дементьев Л.Ф., Чоловский И.П. Нефтегазопромысловая геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа. - М.: Недра, 1985. - 422 с.

8. Крылов А.П. и др. Проектирование разработки нефтяных месторождений - М. госто-техиздат, 1962. -396

9. Пермяков И.Г. Экспресс-метод расчета технологических показателей разработки нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1976. - 16 с.

10. Регулирование процесса разработки нефтяных месторождений. Б.Т.Баишев, В.В.Исайчев, С.В.Кожалинидр. - М.гНедра, 1978. - 197 с7

11. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки. Под общ. ред. Ш.К.Гиматудинова. - М.: Недра, 1983.-360с.

12. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. - М.: Недра, 1983. - 386 с.

13. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. -М.: Недра, 1985. -282с.

Глава 7