Page 231 - 4290

продуктивну частину до покрівлі цих пропластків, не боячись
передчасно підтягнути конус підошовної води.
Як показала практика розробки деяких нафтових родовищ
(Туймазінське, Серафимівське родовища), за невеликої товщини

нафтонасиченої частини розрізу (менше 3-4 м) на пізніх стадіях
розробки (при високому темпі обводнення) технологічно і
економічно доцільно перфорувати всю нафтонасичену частину.

У свердловинах, що розкрили нафтогазонасичену частину
покладу (нафтогазові, газонафтові поклади), верхні дірки
інтервалу перфорації повинні бути на деякій відстані від рівня
ГНК, щоб уникнути швидкого підтягання конусів газу в нафтову

частину розрізу, яка розробляється.

Рисунок 8.2 – Вибір місць перфорації продуктивних пластів

1 – аргіліт; пісковики: 2 – нафтоносний; 3 – водоносний;
4 – газоносний; 5 – вапняк; 6 – вапняк нафтоносний;
7 – прошарки аргіліту.

Відстань від верхніх дірок перфорації до ГНК вибирають
відповідно до особливостей геологічної будови розрізу в

приконтурній його частині. Так, погіршення властивостей
колекторів, наявність щільних прошарків у приконтурній частині
розрізу дозволяють збільшити інтервал перфорації завдяки цій

частині.
У нагнітальних свердловинах, що розкрили об'єкт у
водонафтовій зоні, зазвичай перфорують і нафтову, і водяну
частини.

224