Уметбаев В.Г.

Л е к ц и и

по теме

причины обводнения нефтяных скважин

методы и технологии ограничения притока воды

УФА – 2005

1. Причины обводнения нефтяных скважин

Считают, что около 50-70% балансовых запасов нефти не извлекаются из неоднородных продуктивных пластов из-за неравномерной и низкой выработки. Для более полного вовлечения в разработку неоднородных продуктивных пластов применяют повышенное давление нагнетания, форсированный отбор жидкости, изменение направления фильтрационных потоков, циклическое заводнение, физико-химические методы увеличения нефтеотдачи. Несмотря на это требуемый максимальный охват пласта выработкой не достигается, эксплуатация предельно обводненных (96-99%) скважин становится нерентабельной, т.е. наступает поздняя или завершающая стадия разработки. В этих условиях снижение объемов попутно добываемой воды путем уменьшения степени влияния фактора проницаемостной неоднородности продуктивных пластов становится актуальной задачей нефтедобычи.

В нефтепромысловой практике выделяют две основные причины обводнения скважин: технические, обусловленные нарушением конструкции скважины; технологические, связанные с технологией разработки месторождения. К первым относятся: нарушения герметичности эксплуатационной колонны из-за ослабления резьбовых соединений, коррозии металла, прожога электрическим током в случае повреждения кабеля ЭЦН, механического повреждения при ремонте и др.; нарушение герметичности цементного камня в заколонном пространстве по контакту между цементным кольцом и обсадными трубами, цементным кольцом и породой из-за некачественного первичного цементирования колонн и техногенных нагрузок в процессе эксплуатации скважин.

Технологические причины обводнения скважин обусловлены проницаемостной неоднородностью продуктивных пластов, разницей в вязкости воды, используемой в качестве агента для вытеснения нефти, и самой пластовой нефти и образованием конуса подошвенной воды при разработке водонефтяных зон. В перечисленных геолого-физических условиях происходит опережающее вытеснение нефти контурной или закачиваемой водой по высокопроницаемым пропласткам и преждевременное обводнение скважин.

Герметичность эксплуатационной колонны восстанавливается путем закачивания тампонажных растворов, установки металлического пластыря, замены дефектных обсадных труб. Герметичность цементного камня восстанавливается закачиванием в заколонное пространство цементного и других тампонажных растворов. В случае полного восстановления герметичности эксплутационной колонны и заколонного пространства поступление посторонней воды полностью прекращается.

Технологические причины обводнения скважин, как показывает практика, не могут быть устранены полностью, так как они предопределены объективными геолого-физическими условиями продуктивных пластов. Поэтому существует термин «ограничение притока пластовых вод». Для этого проводят ремонтно-изоляционные работы в добывающих нефтяных скважинах путем изоляции высокопроницаемых и поэтому преждевременно-обводненных пропластков и регулирования профиля приемистости (фронта заводнения) в нагнетательных скважинах путем ограничения проводимости «приемистости» также высокопроницаемых пропластков.

Попытки ограничения притока подошвенной воды предпринимаются уже в процессе строительства и освоения скважин. К ним относится обоснование интервала вскрытия нефтенасыщенной части пласта. На практике опробованы следующие варианты. Первый – спуск и цементирование эксплуатационной колонны до глубины ниже ВНК, перфорация кровельной части продуктивного пласта. Второй – бурение скважины без вскрытия ВНК и далее повторение первого варианта. Третий – бурение скважины без вскрытия ВНК, спуск эксплуатационной колонны на глубину кровли продуктивного пласта, цементирование её и эксплуатация скважины открытым забоем. Далее расчетным путем определялся предельный безводный дебит и продолжительность эксплуатации скважины с таким дебитом (рис.1 и 2).

Но расчетная величина безводного дебита настолько мала, что эксплуатация водонефтяных зон месторождения оказывается нерентабельной. Ни один из

Рис.1

Рис.2

вариантов вскрытия нефтенасыщенной части пласта также не приводит к значительному увеличению безводного периода эксплуатации скважин.

Описанные выше данные были объяснены результатами теоретических исследований. Было показано, что в условиях совместного притока нефти и воды в несовершенную скважину, в которой вскрыт неоднородный по проницаемости пласт с подошвенной водой, количественное соотношение дебитов нефти (Q_н) и воды (Q_в) описывается следующим уравнением:

где к_н , к_в – коэффициенты проницаемости соответственно нефтенасыщенной и водонасыщенной частей пласта; μ_н , μ_в – динамическая вязкость нефти и воды в пластовых условиях; h_н , h_в – толщина нефтенасыщенной и водонасыщенной частей пласта.

Как видно из уравнения, относительное содержание воды в продукции скважины с подошвенной водой зависит только от соотношения толщин, проницаемости нефтенасыщенной и водонасыщенной частей пласта и вязкости нефти и воды.

Промысловые данные показывают, что фактическая продолжительность безводного периода эксплуатации скважин водонефтяных зон превышает расчетную и неодинаково в различных скважинах. Это может быть объяснено различной степенью проницаемостной неоднородности литологически однородного пласта или наличием непроницаемых пропластков небольшой толщины, которые не обнаруживаются геофизическими исследованиями.

Из описанного выше механизма выработки продуктивного пласта с подошвенной водой следует, что одним из методов продления безводного периода эксплуатации скважин может быть создание искусственных непроницаемых пропластков (экранов) большой протяженности путем закачки различных гелеобразующих и тампонажных составов выше водонефтяного контакта. Этот же метод можно использовать для ограничения притока воды в процессе эксплуатации скважин.