Условные обозначения см. На рис. 105

Вместе с тем уже при таком соотношении вязкостей неф­ти и воды, но при значительной макронеоднородности про­дуктивного пласта (наличие в нем локальных или выдержан­ных по площади непроницаемых прослоев) характер пере­мещения ВНК резко изменяется.

На северном участке залежи горизонта Д1 Бавлинского ме­сторождения (рис. 105, ■), где продуктивный пласт расчленен непроницаемыми прослоями, текущий ВНК приобретал на­клон к периферии залежи. При этом произошло более ин­тенсивное продвижение внутреннего контура по сравнению с внешним, поверхность ВНК приобрела волнообразную фор­му. В таких условиях степень охвата залежи заводнением снижается.

При более высоком соотношении вязкостей нефти и воды ( ) уже в монолитном пласте происходит наклон текуще­го ВНК в сторону внешнего контура; в связи с опережающим движением внутреннего контура по сравнению с внешним ширина водонефтяной зоны постепенно увеличивается.

На рис. 107 показано положение начального и текущего ВНК пласта С-1 Мухановского месторождения, разрабатыва­емого на естественном водонапорном режиме при . В монолитной части пласта поверхность ВНК приняла форму перевернутой чаши (рис. 107). При наличии в каких-то ча­стях залежи непроницаемых прослоев подъем ВНК замедля­ется или прекращается. Текущий ВНК в целом приобретает сложную форму (рис. 107, ■).

Рис. 107. Схематический геологический профиль по пласту С-1 Мухановского месторождения ( ):

Наклон поверхности текущего ВНК в сторону внешнего контура нефтеносности или ее волнообразная форма указы­вают на неблагоприятные условия для охвата залежи заводне­нием, обусловливают возрастание периода обводнения сква­жин. Нефть из водонефтяных зон вытесняется плохо, поэто­му при даже при монолитном строении пласта эти зо­ны должны быть разбурены.

При соотношении вязкостей нефти и воды проис­ходит опережающее продвижение воды по более проницае­мым прослоям и наиболее крупным порам продуктивного пласта, залежь как бы пронизывается водой. Поверхность контакта воды и нефти чрезвычайно сложна. Охват залежи процессом вытеснения обычно бывает низким. Скважины характеризуются непродолжительным безводным периодом эксплуатации, даже если они расположены во внутреннем контуре нефтеносности, основную часть добычи нефти полу­чают в водный период. Скважины с высокой обводненнос­тью в этих условиях могут работать десятки лет.

Формы движения закачиваемой воды. Характер внедре­ния нагнетаемой внутриконтурно воды в однопластовом объ­екте разработки зависит от соотношения вязкостей нефти и закачиваемой воды и степени неоднородности его фильтра­ционных свойств по толщине и по площади.

При соотношении вязкостей нефти и воды и отно­сительно однородном строении пласта по вертикали проис­ходит близкое к поршневому (фронтальное) вытеснение неф­ти водой и обеспечивается высокий охват заводнением плас­та по его толщине. В то же время сказывается влияние зо­нальной неоднородности фильтрационных свойств пласта: более интенсивно вода движется в зонах пласта с лучшими коллекторскими свойствами и медленнее - по слабопроница­емым участкам. Это обусловливает неравномерность завод­нения пласта по площади.

При соотношении вязкостей нефти и воды (вплоть до 30 и выше) проявляется влияние неоднородности коллекторских свойств и по толщине пласта происходит опережающее продвижение закачиваемой воды по более проницаемым прослоям даже в монолитном пласте. Причем, чем выше соотношение вязкостей нефти и воды и чем больше неоднородность фильтрационных свойств по толщине пласта, тем значительнее неравномерность вытеснения нефти. В таких случаях уже нельзя говорить о фронте вытеснения, так как границы между нефтью и водой в каждом слое зани­мают разное положение. В более проницаемых слоях вода уже может достичь добывающих скважин, а в менее прони­цаемых - еще находиться вблизи нагнетательных. В резуль­тате безводный период скважин непродолжителен и основная часть нефти добывается в водный период эксплуатации.

При внутриконтурном заводнении, особенно в случае за­лежей с обширными водонефтяными зонами, нагнетательные и добывающие скважины располагают и в пределах водонефтяных частей пласта. Если в нагнетательных скважинах перфорирована только нефтенасыщенная часть водонефтяного пласта, то процесс заводнения аналогичен описанному выше. В случае, если в нагнетательных скважинах перфорацией вскрыты и нефтяная, и водонасыщенная части пласта, в про­цессе разработки залежи происходит одновременно заводне­ние двух видов - сопровождающееся подъемом ВНК и со­провождающееся внедрением закачиваемой воды в нефтяную часть пласта (рис. 108). Преобладание того или иного вида заводнения зависит главным образом от соотношения объе­мов воды, закачанных в нефтяную и водяную части пласта.

При объединении в один объект разработки нескольких пластов характер внедрения воды зависит также от того, на­сколько различны их фильтрационные свойства.

При одинаковой проницаемости пластов, их выдержанно­сти по площади и возможно примерно равноскоростное продвижение закачиваемой воды по всем пластам. В ча­стности, такое продвижение воды наблюдалось по пластам горизонта Б₈ Самотлорского месторождения в III блоке. Здесь продуктивный горизонт расчленен на два-три мощных плас­та с проницаемостью 0,5-0,8 мкм² при . В процессе разработки вдоль рядов нагнетательных скважин во всех пла­стах сформировался непрерывный фронт закачиваемой воды, который перемещался в них с примерно одинаковой скоро­стью. В результате закачиваемая вода подходила к забоям добывающих скважин по всем пластам почти в одно и то же время.

Если в один объект разработки объединены пласты, раз­личающиеся по коллекторским свойствам, то происходит опережающее продвижение воды по наиболее проницаемому пласту и отставание заводнения и выработки менее проница­емых пластов (рис. 109).

Рис. 108. Схематический геологический профиль по горизонту Д1 Абдрахмановской площади.

Пласты: 1 — нефгенасыщенные, 2 — водонасыщенные, 3 — заводненные закачиваемой водой, 4 — завод­ненные пластовой водой за счет подъема ВНК и продвижения контуров нефте­носности; скважины: 5 —добывающие, 6 — нагнета­тельные; водонефтяной контакт: 7 — начальный, 8 — текущий

Рис. 109. Схематический геологический профиль по горизонту Д1 Миннибаевской площади.

Условные обозначения см. на рис. 108

При значительном различии коллекторских свойств плас­тов часто в менее проницаемые пласты в нагнетательных скважинах вода вообще не поступает и вытеснения нефти из них не происходит. Это существенно снижает охват залежи заводнением. Поэтому в один объект разработки следует объединять пласты с близкими коллекторскими свойствами.

Если отдельные пласты многопластового объекта характе­ризуются прерывистым строением или изменчивостью филь­трационных свойств по площади, то заводнение такого объ­екта отличается значительной неравномерностью, что, на­пример, имеет место на месторождениях Узень (горизонты XIII-XIV), Ромашкинское (горизонт Д1, Самотлорское (пласт Б01)и др.