15.Что дает наблюдение за перемещением расчетного контура?

Для определения продолжительности работы скважины необходимо следить за перемещением контура нефтеносности. Начало обводнения произойдет при подходе к скважинам внутреннего контура нефтеносности, а полное обводнение скважин - при подходе внешнего контура нефтеносности.В условиях непрерывного пласта нецелесообразно эксплуатировать скважины внешних рядов до полного их обводнения, так как они экранируют передачу пластовой энергии внутренним рядам, находящимся в данное время в чисто нефтяной зоне пласта, а обводнённость продукции скважины будет весьма большой. При отключении обводненных скважин дебиты скважин внутренних рядов увеличатся и содержание воды в добываемой продукции уменьшится, а нефть, оставшаяся перед остановленным рядом, можно будет отобрать скважинами последующих рядов. Только осевой ряд или центральная группа скважин в условиях непрерывного пласта будет работать до максимального обводнения, величину которого устанавливают, исходя из экономических соображений. Нарисунке 5.3. приведен расчетный контур нефтеносности, находящийся между внутренними а’, b’ , с’ и внешними а, b, с контурами. В условиях непрерывного пласта для определения продолжительности работы рядов скважин достаточно проследить за перемещением расчетного контура. После остановки скважин 1-го ряда внешними работающими становятся скважины второго ряда. Обычно пласты неоднородны, расчленены и содержат пропластки, не прослеживающиеся по всей залежи. В условиях неоднородного пласта нефть, не отобранная скважинами остановленного ряда, не будет извлечена из пласта. Для получения наибольшей нефтеотдачи из такого пласта скважины каждого ряда следует эксплуатировать до обводнения, степень которого устанавливают экономическими расчетами. Наблюдение за перемещением расчетного контура дает лишь ориентировочное представление об обводнённости. Точное представление можно получить при наблюдении за движением жидкости по линиям тока и за изменением угла обводнения. Контур нефтеносности

Граница распространения залежи нефти. За контуром нефтеносности, вниз по падению пласта, обычносодержится вода. Положение контура нефтеносности на карте определяется проекциями линийводонефтяного контакта на пересечении с кровлей нефтеносного пласта (внешний контур) или с егоподошвой (внутренний контур), а также с линиями сбросов и надвигов. Часть залежи нефти в пределахвнутреннего контура нефтеносности называют зоной сплошного нефтенасыщения пласта. Верхние слоиводы, подстилающие нефтяную залежь в пологих структурах, называют подошвенной водой. Форма иположение контура нефтеносности в водо- и газонефтяной зонах зависят от активности или пассивностикраевых (или подошвенных) вод. При активном напоре вод и однородности литолого-физических свойствколлектора залежь нефти симметрична со структурой пласта, причем контур нефтеносности следуетизогипсам пласта по положению к началу разработки пласта (первоначальный контур нефтеносности). Впроцессе разработки пласта контур изменяет свое положение (текущий контур нефтеносности).