6

1. СОВРЕМЕННЫЕ ПРЕДСТАВЛЕНИЯ О ПРОБЛЕМЕ РАЗРАБОТКИ

ВОДОНЕФТЯНЫХ ЗОН

1.1. Общие положения

Под водонефтяной зоной понимается часть нефтяной залежи, расположенная

между внутренним и внешним контуром нефтеносности [72]. Большинство нефтяных

залежей характеризуются малыми углами наклона продуктивных пластов, что приводит к

существованию больших по площади водонефтяных зон, содержащих значительные

запасы нефти. Так, для ряда крупных месторождений Башкирии (Туймазинское и др.)

площади водонефтяных зон составляют от 40 до 74 % от общей площади залежей и

содержат от 27 до 52 % геологических запасов нефти. Площадная плотность запасов

нефти (на единицу площади) в ВНЗ и чисто нефтяной зоне сильно разняться. Для

большинства крупных нефтяных месторождений Урало-Поволжья плотность запасов

нефти в ВНЗ в 2-7 раз меньше, чем в ЧНЗ [14]. Данное неравенство кратно возрастает в

отношении извлекаемых запасов нефти.

Обширным промысловым опытом и теоретическими трудами многих

исследователей установлено, что при разработке залежей, подстилаемых подошвенной

водой, достигается относительно низкий коэффициент нефтеизвлечения, причем

разработка сопровождается большим отбором попутно добываемой воды, обусловленным

образованием в процессе эксплуатации скважин конусов подошвенной воды

[50,57,58,123]. Водонефтяной фактор продукции скважин оказывается в 2-3 раза выше,

чем на первоначально чисто нефтяных участках месторождения.

На сегодняшний день решены многие теоретические задачи, описывающие

динамику изменения характера ВНЗ и ВНК в процессе разработки; создано значительное

количество технологий и способов, позволяющих для различных геолого-промысловых

условий повысить степень и интенсивность выработки водоплавающих зон.

Вопросами изучения особенностей разработки водонефтяных зон занимались и

продолжают заниматься большинство ведущих нефтяных и научных центров страны:

Татарстана (ТатНИПИнефть, «Татнефть», малые предприятия и научно-внедренческие

компании), Башкортостана (БашНИПИнефть, «Башнефть»), Западной Сибири

(«ТюменНИИгипрогаз», Тюменский государственный нефтегазовый университет,

корпорация «СибИНКОР», ОАО «СибНИИНП»), Москвы (ВНИИнефть, ИПНГ РАН,

РМНТК «Нефтеотдача»), ученые и производственники Уфы, Казани, Волгограда, Перми,

Самары и других городов.

7

В теоретическом плане задачи минимизации обводнения скважинной продукции

сводятся к определению характера продвижения водонефтяного контакта в зависимости

от степени неоднородности и анизотропии пласта, оптимального интервала вскрытия

нефтенасыщенной части пласта, подсчету предельного безводного дебита эксплуатации, а

также допустимой депрессии на пласт. Решениями этих задач в разное время занимались

Н.Ф. Иванов, В.Д. Лысенко, М. Маскет, Д.М. Миллионщиков, Н.С. Пискунов, А.П.

Телков, И.А. Чарный и другие исследователи [74, 136, 67, 123].

Конкретными вопросами конусообразования и предотвращения преждевременного

обводнения при эксплуатации водонефтяных пластов рассматривались Р.Г.

Абдулмазитовым, И.И. Абызбаевым, В.Е.Андреевым, В.А. Блажевичем,

Р.Г.Габдуллиным, С.Н.Закировым, И.И. Клещенко, Ю.А.Котеневым, Е.В. Лозиным, Р.Х.

Муслимовым, Р.Я.Нугаевым, В.М. Орлинским, М.М. Саттаровым, С.В. Сафроновым, Р.Г.

Сулеймановым, С.А. Султановым, А.П. Телковым, В.Г. Уметбаевым, Н.Ш.Хайрединовым,

В.А. Харьковым и другими учеными [2, 5, 6, 17, 18, 40, 130, 109, 123, 127, 128, 131].

Первоначальные попытки нефтяников организовать выработку ВНЗ с

использованием законтурного заводнения без бурения эксплуатационных скважин

непосредственно на ВНЗ не удались. Вытеснение из них нефти водой в чисто нефтяную

часть залежи происходило крайне медленно, либо не происходило вовсе. Поэтому

решением Центральной комиссией по разработке (ЦКР) при Министерстве нефтяной

промышленности в 1956 году было решено в случае использования на месторождении

системы ППД отчленять водонефтяные зоны рядами нагнетательных скважин от основной

залежи и эксплуатировать как самостоятельные объекты разработки.

В результате интенсивность выработки ВНЗ значительно увеличилась. Тем не

менее, разработка водонефтяных участков обычно сопровождается появлением воды и

высокими темпами обводнения с самого начала ввода скважин в эксплуатацию. По

статистике, безводный период эксплуатации для ВНЗ составляет 6-8 % срока службы

скважины, а по ЧНЗ – более 50 %.

На темп обводнения, коэффициент охвата заводнением водоплавающих зон

влияние оказывают соотношение между начальной нефтенасыщенной и общей

мощностями продуктивного пласта, наличие и выдержанность непроницаемых

пропластков между нижними дырами перфорации и первоначальным положением

водонефтяного контакта, степень однородности пласта и т.д.

Появление воды в продукции скважин с начала эксплуатации, интенсивное

обводнение, обычно более редкая сетка скважин приводят к тому, что темп отбора нефти

8

и выработка ВНЗ как правило отстает в полтора – два раза от выработки чисто нефтяных

частей залежи.

Однако на темп обводнения влияют как естественные и неуправляемые

(соотношение вязкостей нефти и воды, зональная и послойная неоднородности, начальная

нефтенасыщенная толщина) факторы, так и вполне контролируемые параметры (система

расположения добывающих и нагнетательных скважин [49], режимы их работы,

проведение различного рода ГТМ и т.п.). Следовательно, имея обширную и достоверную

информацию по естественным характеристикам ВНЗ, недропользователь может

минимизировать негативное влияние их особенностей и максимально повысить

эффективность разработки водоплавающих залежей.

Важной характеристикой ВНЗ является их некоторая условность, заключающаяся в

том, что в пределах этих зон могут находиться отдельные полностью нефтенасыщенные

поля, не подстилаемые подошвенной водой, т.н. бесконтактные зоны. Их происхождение

объясняется наличием локальных структурных поднятий или отдельных литологических

замещений нижней части пласта. Наличие бесконтактных полей оказывает существенное

влияние на процесс выработки запасов из ВНЗ. Некоторый объем пластовой нефти,

содержащийся в коллекторах с подошвенной водой, вытесняется в сторону зон

распространения чисто нефтяных пластов. За счет этого отборы нефти по некоторым

чисто нефтяным полям могут превышать первоначально оцененные извлекаемые и даже

балансовые запасы.

С другой стороны, практически в каждой ВНЗ есть отдельные поля и линзы с

минимальной или полностью выклинивающийся нефтенасыщенной мощностью, которые

практически не участвуют в процессе дренирования и снижают общую выработку запасов

из водонефтяного участка.

Таким образом, одной из задач оптимизации процесса разработки ВНЗ становится

дифференцированный подход к оценке степени выработанности запасов по каждой из

скважин и регулированию направлений фильтрационных потоков в пласте. Кроме того,

разбуривание водонефтяных участков с учетом наличия в них бесконтактных зон должно,

по видимому, производиться по более плотной сетки скважин.

Другой оптимизационной задачей разработки водонефтяных зон является выбор

интервалов перфорации. С одной стороны, максимальное приближение его к уровню ВНК

(являющимся в достаточно мере условным) приведет к скорейшему прорыву воды на

забой скважины и увеличению темпов обводнения. С другой, чрезмерное удаление

нижних перфорационных дыр от водонефтяного контакта может способствовать,

особенно в случае развитой анизотропии пласта, образованию застойных зон и целиков

9

нефти. Поэтому выбор интервалов перфорации должен производиться с учетом

количества, местоположения и мощности слабо и низкопроницаемых пропластков и

наличия продуктивных прослоев между ними.

В то же время необходимо отметить, что в связи с крайним разнообразием

геологических характеристик продуктивных коллекторов и физико-химических свойств

пластовых флюидов не представляется возможным создание универсальной методологии

по реализации оптимального алгоритма разработки всех водонефтяных зон любого

месторождения. В этом свете представляется единственно верным подходом для

достижения наилучшего результата при изучении конкретного объекта разработки как

можно более достоверное и полное изучение всех характеристик изучаемого объекта с

последующей выдачей конкретных рекомендаций на базе существующих решений и

технологий с максимальным учетом особенностей рассматриваемого объекта. В качестве

основных укрупненных параметров, значимо влияющих на показатели разработки

водонефтяных зон можно выделить следующие:

• параметры и характеристики геологического строения продуктивных горизонтов и

степень выработанности их по зонам и участкам;

• характер распределения водонефтяных зон и степень их выдержанности;

• соотношение фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС), литологической

выдержанности и мощности водо- и нефтенасыщенных интервалов коллектора;

• характер и состояние переходной зоны «вода-нефть», а также текущее состояние

зеркала ВНК;

• реализуемые дебиты добывающих скважин, темпы отбора и закачки, и обусловленные

этим величины депрессии и репрессии на пласт;

• местоположение интервалов перфорации добывающих и нагнетательных скважин в

рассмотрении в связке с вышеотмеченными критериями; методы и технологии

вторичного вскрытия пластов;

• обоснованность и интенсивность проведения обработок призабойных зон пласта и

иных геолого-технологических мероприятий.

Рассмотрим данные положения более подробно.

1.2. Понятие о водонефтяном контакте и переходной зоне

В результате многочисленных исследований установлено, что водонефтяной

контакт (ВНК) не является ярко выраженной поверхностью. В результате воздействия

ряда факторов - капиллярных и гравитационных сил, химических реакций, структурных и

термодинамических изменений пластовых флюидов в области их контакта, в нефтеносных

10

пластах, подстилаемых подошвенной водой, формируется зона постепенного перехода от

нефти к воде (переходная зона). В зависимости от свойств коллекторов и пластовых

флюидов мощность переходной зоны может изменяться от сантиметров до нескольких

метров. В работе [74] указывается, что образование переходной зоны «нефть-вода»

является результатом длительного перераспределения нефти и воды в ловушке.

При испытании коллекторов переходных зон чаще всего получают обводненную

нефть, однако имеются сообщения и о притоке чистой нефти [73].

Так как водонефтяной контакт не представляет собой единой четко выраженной

поверхности раздела нефти и пластовой воды, то определение отметки ВНК однозначным

образом затруднительно. По этому вопросу существует ряд мнений, но проблема до сих

пор не получила окончательного решения. Так, например, в работе [55] за ВНК

предлагается принимать отметку, где фазовая проницаемость для нефти равна нулю, что

соответствует нижнему краю переходной зоны.

Достоверное определение ВНК важно не только для подсчета запасов нефти, но и

для регулирования процесса разработки месторождения нефти. Очевидно, что для

реальных водоплавающих залежей нефти, характеризующихся значительной макро- и

микро неоднородностью коллектора, трудно представить ВНК как некую горизонтальную

поверхность. Исследование полей водонасыщенности показывает на значительное

отклонение поверхностей изосат от идеальной горизонтальной поверхности. Искривление

поверхности ВНК является следствием действия гидродинамических, капиллярных и

гравитационных сил. Так, например, естественный поток пластовых вод, в зависимости от

своей интенсивности, может привести к тому, что залежи нефти оказываются

наклоненными относительно напластования и даже смещенными относительно того

положения, которое бы они принимали в гидростатических условиях (рис. 1.1.).

Роль ВНК и переходной зоны при изучении гидродинамической связанности

геологических тел была рассмотрена в трудах ученых из пермского технического

университета [56]. Для изучения гидродинамической связанности геологических тел (при

выделении эксплуатационных объектов) предлагается использовать информацию об

абсолютных отметках поверхности ВНК с учетом дифференциации нефти, газа и воды в

коллекторе по плотности согласно гидравлической теории миграции и накопления УВ.

Установлено, что при динамическом режиме, характеризующимся неуравновешенностью

различно направленных сил, происходит движение флюидов под влиянием разности

потенциальных энергий. Следствием этого является образование негоризонтальных

11

Рисунок 1.1. Профильный разрез нефтяного месторождения Колс-Леви (Калифорния

США) (по данным работы [36]). 1- газ, 2 - нефть, 3 - вода

контактов между углеводородами и водой. Приведена детальная характеристика

структуры переходной зоны.

Исследования особенностей строения и физических свойств переходной зоны по

ряду нефтяных месторождений позволили установить ряд важных закономерностей. Так в

работе [84] была получена корреляционная связь между толщиной переходной зоны и

мощностью нефтенасыщенной части коллектора в пластах с подошвенной водой. Было

показано, что при увеличении толщины нефтенасыщенной части коллектора от 3 до 15 м

толщина переходной зоны возрастает от 2 до 4.6 м. Дальнейшее увеличение толщины

нефтенасыщенной части коллектора практически не влияет на толщину ПЗ.

Изучение свойств нефтей водонефтяных зон показало на значительную

зависимость их физических свойств (вязкости, плотности) от расстояния до

водонасыщенных объемов коллектора. В работе [47] показано, что с приближение к ВНК

плотность и вязкость нефти возрастают, а газосодержание уменьшается. В условиях

Ромашкинского месторождения при увеличении расстояния от ВНК до 30-40 м плотность

нефти уменьшается на 1.7%, вязкость - на 28 %, газосодержание увеличивается на 16%.

12

В работе [13] отмечается снижение вязкости нефти в 2-3 раза при удалении от ВНК

к кровле пласта.

Исследование коэффициента светопоглощения нефтей показало, что с

приближением ВНК нефть является более окисленной, что связывают с химической

активностью подошвенных вод.

Исследование кернов коллектора переходной зоны [47] показало, что для данных

коллекторов характерно интенсивная, послойно неоднородная битумизация, выделение

вторичных материалов (карбонатов, пирита, каолинита и др.). Определение коллекторских

свойств песчаников с твердым битумным цементом до и после экстрагирования

продемонстрировало более чем в два раза снижение пористости коллектора и более чем в

десятки раз снижение его проницаемости в результате битуминизации [48, 103, 47]. В

таблице 1.1. приведены результаты таких исследований [47] мелкозернистого песчаника с

черным битумным цементом, взятого с глубины 1647-1653 м из скважины 13861

Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения.

Таблица 1.1.

Пористость, % Проницаемость, мкм2 № образца

До

экстрагирования

После

экстрагирования

До

экстрагирования

После

экстрагирования

47 8.5 16.7 18.4 338

48 9.2 20.4 5.7 86.8

49 9.3 19.4 24.7 565

51 8.7 20.1 3.2 710

52 8.8 20.1 - -

53 8.9 17.4 - -

Таким образом, если в масштабах больших месторождений за уровень

водонефтяного контакта может быть принята некоторая усредненная величина, то при

детализации строения участков залежи необходимо помнить, что ВНК может не являться

горизонтальной поверхностью, а представляет собой наклонную и искривленную

поверхность. Сам водонефтяной контакт имеет некоторую протяженность по толщине

пласта, которая зависит как от свойств пластовых флюидов, так и от свойств коллектора.

Нефть в переходной зоне окислена, является более тяжелой и вязкой. Коллектор

переходной зоны обладает худшими фильтрационно-емкостными свойствами из-за его

битуминизации.

13

1.3. О схематизации водонефтяного контакта в призабойной зоне скважины

Выполненные в последние годы исследования, опубликованные в работах И.Д.

Амелина, Т.Г. Габдуллина, В.А. Бадьянова, Б.Ю. Вендельштейна, И.С. Гутмана, В.М.

Ильиной, Ю.А. Лимбергера, З.К. Козиной, Б.М. Орлинского, Ф.И. и многих других [161,

162, 163, 164, 165, 166, 167], позволяют схематизировать строение водонефтяной зоны по

особенностям фильтрации пластовых флюидов в призабойной области скважины.

Схематически гидродинамическая характеристика потоков пластовых флюидов в

призабойной зоне скважины может быть представлена в виде профильного

геометрического изображения, приведенного на рисунке 1.2, где вскрытие пластов

является несовершенным, как по степени, так и по характеру.

Рисунок 1.2. Геометрия и фильтрационная характеристика призабойной зоны скважины,

несовершенно вскрытой по степени и характеру. I – прискважинная зона, в

которой нарушается закон Дарси, II – околоскважинная зона – граница

перехода к плоско-радиальному течению флюидов, III – область

применимости закона Дарси. 1 – эксплуатационная колонна, 2 –

перфорационные отверстия, 3 – цементный камень, 4 – зумпф.

В соответствии с этим в призабойной зоне пласта образуются три области

фильтрационных потоков. Зона I (прискважинная зона, рисунок 1.2) характеризуется

нарушением закона фильтрация Дарси вблизи перфорационных отверстий, так как здесь

происходит значительные изменения направления фильтрационного потока, его скорости

rc

1

2

Нефтенасыщенный коллектор

переходная зона

водонасыщенный коллектор

3

I II III

4

Статический режим

Динамический режим

14

и свойств фильтрующейся смеси пластовых флюидов. Многие исследователи считают,

что даже в случае, когда забойное давление выше давления насыщения нефти газом (Рзаб>

Рнас), в зоне I образуется эмульсионная структура потока двухфазной жидкости. Это

связано, прежде всего, с многократным возрастанием скорости потока (в зависимости от

соотношения площади породы у стенки колонны к суммарной площади перфорационных

отверстий скорость возрастает с коэффициентом ∑

= перотв

повств

FFn , где Fпов отв - площадь

поверхности в зоне перфорации, ΣFпов общ - суммарная площадь перфорационных

отверстий). Так, например, для условий Урало-Поволжья [168] считается, что при

расходах через перфорационные отверстия менее 3 м3/сут·м на один погонный метр

перфорированного пласта образование эмульсии для режима Рзаб> Рнас не происходит или

этот процесс незначителен. При течении трехфазной жидкости, например при наличии

нефти с высоким газовым фактором, резко возрастает эффект перемешивания фаз ввиду

сильных различий относительных скоростей фаз и увеличивающегося объема газа.

Вторая или околоскважинная зона – это зона, ограниченная границей перехода к

плоско-радиальному течению жидкости, и III – область, в которой фильтрация идет или

приближается к закону Дарси.

Таким образом, выделение границы между водой и нефтью в переходной зоне в

обсаженной скважине представляет определенную трудность. Её можно определить либо

с помощью термометрии и ГК, либо при помощи комбинированного прибора -

«расходомер-влагомер-датчик давления». В любом случае необходимо создать условие

фонтанирования скважины, так как приборы комбинированного действия через

спущенные глубинные насосы, которые эксплуатируются на месторождениях Урало-

Поволжья не проходят и не позволяют проводить прямых измерений. Проблема может

быть решена путем применения компрессоров. Но как было отмечено выше, это очень

трудоемкий процесс. Важность определения границ разделения нефтеносной, переходной

зоны и воды состоит в том, что на определенных объектах, например в бобриковском

горизонте Михайловско-Коханского месторождения, где мощность пластов с ВНЗ

составляет от 10 до 40 м, определение размеров и границ переходной зоны может

определить эффективность вскрытия пласта. Поэтому вопрос их оптимального вскрытия

имеет первостепенное значение, так как вскрытие определяет эффективность

дренирования пластовых флюидов скважиной и, следовательно, конечный коэффициент

нефтеотдачи. Определение оптимального интервала перфорации при наличии переходной

зоны требует детального изучения гидродинамических характеристик пласта и оценки

изменения технологических показателей для единичных скважин.

15

1.4. Выделение переходной зоны по результатам геофизических исследований

скважин.

Информация о геологическом разрезе скважин и характеристиках коллекторов в

значительной степени определяется в результате проведения геофизических исследований

скважин. Полученные результаты ГИС в дальнейшем подтверждаются результатами

опробования и гидродинамических исследований. Надо отметить, что методы

геофизических исследований скважин в настоящий момент настолько разнообразны и

многочисленны, что позволяют с достаточной точностью определить характеристики

коллекторов и информацию о режиме работы добывающих и нагнетательных скважин на

любой стадии их эксплуатации [169, 170, 171, 172, 163, 173, 174]. Так, например, на

рисунке 1.3 приведены схемы геофизических исследований как пробуренных (не

обсаженных колонной), так и эксплуатирующихся скважин. Создание комбинированных

геофизических приборов «расход – давление – термометрия - влагомер» стали крупным

прогрессом в получении и расширении объемов информации о характеристике

коллекторов, их насыщения флюидами, а также гидродинамических характеристик.

Однако надо отметить, что развитие измерений геофизическими приборами и методики их

обработки также прошли определенные стадии своего развития. Вполне закономерно

выделение и разделение развития ГИС на 4 этапа. Первый до 1965 г., второй с 1965 по

1980 гг., третий с 1980 по 1995 гг., четвертый с 1995 года по настоящее время. Такое

выделение этапов развития ГИС связано с тем, что в эти периоды происходили разные

этапы накопления информации об объекте и совершенствовались методы их обработки и

представления исходной базы ГИС. Это позволяет, используя временные периоды

развития ГИС, перейти от измерений одного периода к современной базе данных. Данное

положение особенно актуально, т.к. известно, что наибольшее количество нефтяных

скважин (около 72% от всего пробуренного фонда скважин России) были введены с 1955

по 1985 гг.

Современные методы исследования шлама и керна путем использования

электронного парамагнитного резонанса (ЭПР), термодесорбции и пиролиза (ТДП),

окислительно-восстановительного потенциала (ОВП), позволяют выделять опорные

пласты, корреляцию разрезов скважин, а использование амплитудно-фазовых

характеристик полного вектора сейсмических колебаний упругих волн позволяют

уточнить значения пористости, проницаемости, песчанистости, характер насыщения

пластовыми флюидами. Бурное развитие акустических методов измерений в скважинах

увеличили достоверность определения параметров пласта и характер насыщения пород

пластовыми флюидами.

16

Рисунок 1.3. Схема геофизических исследований бурящихся и эксплуатационных скважин.

111. 2. 3.

15

4.

2

1

4

3

5

8

76

9

10 10

12

10

13

14

1 - ствол бурящейся скважины2 - пласт3 - кабель4 - прибор ГИС5 - устьевая задвижка6 - устьевая арматура7 - затрубная задвижка8 - колонна обсадная9 - НКТ10 - АГАТ-Т15011 - ролик12 - пакер13 - ЭЦН14, 15 - станция ГИС

1. Исследования бурящейся скважины. 2. Исследования фонтанной скважины. 3. Исследования нагнетательной скважины. 4. Исследования насосной скважины.

17

Ниже мы более подробно остановимся на проблемах разработки месторождений с

фондом скважин пробуренных до 1980 года, так как именно на этих месторождениях с

ВНЗ имеются значительные резервы для выявления начальной нефтенасыщенности в

нефтеносной части, переходной зоне и водоносной части пласта с целью возможного

варианта оптимального вскрытия пласта. Выделение границ или мощности пласта

разделенного на нефтенасыщенную, переходную и водоносную зоны были и остаются

одной из главных задач, так как именно это определяет оптимальную зону вскрытия

пласта и эффективность извлечения запасов нефти. Необходимо отметить, что

определением границ нефтеводораздела занимались и в более ранние периоды. Так при

помощи комбинированного прибора «расходомер-влагомер» еще в 1973 году на скважине

№ 218 Ромашкинского месторождения Т. Г. Габдуллиным были выделены пласты с

водонефтяными зонами (рисунок 1.4), по результатам которых была создана методика

определения удельного расхода нефти и воды, на основе которой автором [162] были

определены интервалы притока нефти и воды. Суть этой методики заключается в том, что

интервал l1-l2 (рисунок 1.4) разбивается на участки Δl. Затем на глубине l1 находится

расход жидкости по замеру расходомера Q1 (м3/сут) и влагомером содержание воды W1 в

процентах. Затем пересчитывается количество воды из этого участка по формуле

сутмWQQ ll /,100

311

)( 11 ⋅=− . Аналогичным образом определялись расходы нефти и воды по

всем пропласткам. Используя и развивая данный подход, одним из авторов (М.М. Тазиев),

были проведены исследования на скважине № 7892 Ташлиярской площади

Ромашкинского месторождения с целью выделения границ нефтеводораздела в

переходной зоне с применением сдвоенного прибора. Скважина № 7892

эксплуатировалась в режиме фонтанного способа. Эффект фонтанирования

осуществлялся в результате закачки газа в затрубное пространство компрессором.

Результаты исследований с целью обнаружения и замера отметки переходной зоны

приведены на рисунке 1.5. Цель таких исследований состояла в том, чтобы при полном

вскрытии интервала перфорации (нефтенасыщенная часть, переходная зона, водоносная

часть пласта), следуя методике Т.Г. Габдуллина, проверить возможность выделения

переходной зоны существующими приборами. Надо отметить, что при полном вскрытии

пласта существующими приборами удается достичь выделения переходной зоны тоже с

определенной точностью, но, однако данный метод получения информации настолько

трудоемок, что не может быть рекомендован для повсеместного исследования скважин.

Несмотря на это в принципе было доказано существование в пластах даже незначительной

мощности (1608,8-1617,6 м интервал перфорации) наличие переходной зоны в пределах

18

Рисунок 1.4. Интегральная и дифференциальная профили расхода и влагосодержания по скв.218 Миннибаевской площади Ромашкинского

месторождения по Т.Г.Габдуллину [24]

20 40 60 80 100

1621

1622

1623

1624

1625

1626

1627

1628

1629

1630

0 20 40 60 80 100

l,м

W, % воды

Q, м3/сут

W Q

q, м3/сут*м10 20

l,м

WIWII

WIII

QIII

QII

QI

L 3

L 2

L 1

L 4

L III

L V

L II

L I

L IV

19

Рисунок 1.5. Интегральная и дифференциальная профили расхода и влагосодержания по скв.7892 Ташлиярской площади Ромашкинского

месторождения.

20 40 q, м3/сут

l,мl,м

1607

1608

1609

1610

1611

1612

1613

1614

1615

1616

1617

0 20 40 60 80 100

20 40 60 80 100 W, % воды

Q, м3/сут

влагомер

расходомер

нефтяной пропласток

переходная зона

водонасыщенный пропласток

20

величин, ранее полученных Б.М. Орлинским [164] и Т.Г. Габдуллиным [162]. Вместе с тем

сама граница нефтеводораздела в интервале перфорации в обсаженной колонне

получается размазанной. Поэтому такой метод выделения границ нефтеводораздела

перспективы в промысловых условиях не имеет. Более целесообразно для решения этой

задачи использовать прямые замеры ГИС путем совершенствования методик их

интерпретации.

1.5. Оценка фактических границ водораздела в скважинах с ВНЗ по промысловым

данным

Рассмотрим порядок выделения переходной зоны на примере бобриковского

горизонта Михайловско-Коханского месторождения (Самарская область). Достаточно

полная информация ГИС о геологическом строении разреза бобриковского горизонта

(пласт С1а) позволяет определить необходимые данные для всестороннего исследования

формирования водонефтяных зон и их технологических характеристик (рисунки 1.6, 1.7).

Так, на рисунке 1.6 приведен фрагмент разреза бобриковского горизонта с комплексом

геофизических исследований, на основе которых по имеющимся данным ГИС

определялись зоны с ВНЗ в скважинах 325бис, 50, 51, 65. Более детальное изучение

разреза скважине 325бис по комплексу ГИС (НГК, КС, ПС, ДС, БКЗ) в соответствии с

разработанными методическими основами определения параметров пласта и флюидов

(нефтеводонасыщенность) позволили выделить границы переходной зоны.

Оценка границ водораздела в пробуренных скважинах (рисунок 1.7), как было

отмечено выше, определяется только по результатам геофизических исследований.

Важность этого вопроса очень велика, так как по оценке границ распределения нефти и

воды в нефтяной части переходной и водоносной зон определяют эффективное вскрытие

пласта с ВНЗ большой мощности. Для бобриковского горизонта Михайловско-Коханского

месторождения мощность ВНЗ достигает 20 м, что подчеркивает актуальность данного

вопроса. Кроме того, решение данной проблемы необходимо также для формирования и

определения технологии изоляции подошвенных вод, ограничения водопритока и

проведения обработок призабойных зон с целью интенсификации притока нефти с

одновременным ограничением отбора воды, успешно применяемых в последние годы.

Необходимость определения границ нефтеводораздела важна и для гидродинамических

расчетов по оценке прогнозного дебита, накопленной добычи нефти и определения

коэффициента нефтеотдачи по данной скважине в ячейке, окруженной другими

скважинами.

21

Рисунок 1.6. Фрагмент разреза бобриковского горизонта Михайловско-Коханского месторождения.

325бис 50 51 65

нефтенасыщенный коллектор интервал перфорацииводонасыщенный коллектор

БКЗ

НГКГК

ДС

Зона переходная

22

Рисунок 1.7. Фрагмент интерпретации пластов бобриковского горизонта с водонефтяной (переходной) зоной в скважине 325 бис

Михайловско-Коханского месторождения (по старой и обновленной методике).

Кп Кпр Кн КглРп

КС

НГК

ПС

ДСНГК

БКЗ

Переходная зона

по новой методике:Отн.отметка Толщ. Сопр.пл. Кп Кпр Кн

2308.0 12.4 131.4 15.6 304.7 93.42320.4 3.2 35.9 12.6 82.4 82.82323.6 3.4 17.5 11.4 15.8 74.3

2327 1.4 12.5 10.8 10.5 72.52328.4 10.9 3.6 9.6 2.9 31.3

по старой методике:Отн.отметка Толщ. Сопр.пл. Кп Кпр Кн

2308.0 12.4 179.0 13.3 304.9 93.82320.4 8.9 19 14.2 65.2 82.52329.3 10 3.2 13.3 2.2 55.7

23

Выделение нефтеводораздела проводится по кривым КС, БКЗ, БК, ИК (рисунок

1.8), где кривые КС служат базовой привязкой для проверки качества кривых БКЗ. В

зонах перехода от нефти к водонасыщенной зоне кривые БКЗ, БК, ИК дают характерные

участки, в которых удельное сопротивление пород резко меняется в зависимости от их

насыщения нефтью или водой. Однако, как будет показано ниже, однозначной границы

при этом не отбивается. Так, обобщение результатов геофизических исследований по

оценке влияния удельного сопротивления пород (Rп, ом·м) на коэффициент пористости

по объектам С1а, С2 Михайловско-Коханского месторождения показало значительный

разброс в зависимости коэффициента пористости от удельного сопротивления пород в

нефтенасыщенных, переходных и водоносных зонах (рисунок 1.9). Полученная

информация говорит лишь о том, что не возможно установить однозначной зависимости

)( пн RfK = , а наблюдается лишь спектр данных, ограниченных значениями Кп = 16-24%.

Дальнейшие исследования зависимости коэффициента нефтенасыщенности от Rп для

водонасыщенной, нефтенасыщенной и переходной зон указывает на существование

определенной закономерности ),( пн RfK = рисунок 1.10. Отметим, что при анализе

статистических данных ГИС используется только уточненная информация.

Анализ рисунка 1.10 показывает, что в графической зависимости выделяются

четыре зоны: I зона с нефтенасыщенностью от 75 до 95 %, II зона - от 50 до 75 % и III зона

- от 30 до 50 % и IV зона – менее 30 %. Представительность данных в зоне I составляет 73

% всех измерений, в зоне II – 18 %, в зоне III- 6 % и в IV зоне менее 3 %. Зависимость

между Кн и Rп, полученная методом наименьших квадратов имеет вид:

,27ln40 35,0 += пн RK с коэффициентом корреляции R2=0,82. (1.1)

Приведем пример использования зависимости )( пн RfK = для выделения границ

нефтеводораздела по объекту и единичным скважинам. Основной характеристикой для

определения нефтеводораздела является параметр удельного сопротивления пород,

который для зоны I, представленной наибольшей выборкой, может быть определен в виде

составных сопротивлений пород слагающих зону I.

321

32

глинпесчалевр

глинIглинпесч

Iпесч

Iалевралевр

I

Iн hhh

hRhRhRR

++

⋅+⋅+⋅= (1.2)

И так последовательно RII, RIII, RIV для единичных скважин.

321

32

глинпесчалевр

глинглинII

песчпесчIII

алевралеврII

II hhh

hRhRhRR

++

⋅+⋅+⋅= (1.3)

24

Рисунок 1.8. Характер поведения кривых КС, БКЗ, БК и ИК в коллекторе с нефтенасыщенной, переходной и водонасыщенной зонами

нефть

переходная зона

вода

КС, Омм БКЗ, Омм БК, Омм ИК, мСм/м

25

Рисунок 1.9. Зависимость коэффициента пористости от удельного сопротивления нефтеводонасыщенных коллекторов бобриковского

горизонта пласта С1а

0

5

10

15

20

25

30

35

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150

Рп, Омм

Кп,

%

ВННВ

переходная зона

нефтенасыщенная зона

водонасыщенная зона

26

Рисунок 1.10. Зависимость коэффициента нефтенасыщенности от удельного сопротивления пород для бобриковского горизонта

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

0 10 20 30 40 50 60 70 80

Рп, Омм

Кн,

%

ВодаНефтьПереходная зона (Нефть-Вода)

Y = 40LN(X)^0.35+27R2=0.7588

III зона

IV зона

I зона

II зона

1 2 30

1 2 3

н н налев алев п п гл гл

нR h R h R hR

h h h+ +

=+ +

1 1

1 1 1 11

1 2алев гл п п

пR h R hR

h h+

=+

10

10

пR нн п

п

КK RR

= и т.д.

0нR1

пR

2пR

3пR

27

Аналогично определяется среднее удельное сопротивление пород по зоне III и IV.

Тогда уточнение коэффициента нефтенасыщенности по зоне II на базе большой выборки в

зоне I по единичным скважинам производится по формуле IIнII

перн RRKK ⋅= 1

1

. и далее по

зонам III и IV.

Например, анализ представительности пород в зоне I (рисунок 1.10) состоит из 3

основных пород: песчаник, алевролит, глина с песчаником. Суммарное сопротивление

составляет 20 Ом.м, с Кн =0,81, а в зоне II , представленной глинистым песчаником RII = 8

Ом.м. Тогда средняя нефтенасыщенность в зоне II будет %,4,3282081

=⋅=IIнK , а в зоне - III

КнIII= 18,6 %.

Рассмотрим более подробно возможность влияния на изменение свойств нефти,

пластовой воды и механических примесей на график зависимости )( пн RfK = по рисунку

1.10. В общем случае, величина коэффициента нефтенасыщенности характеризует

отношение объема пор, занятых нефтью ко всему объему пор породы [166,167].

Максимальное значение Кн = 1, соответствующее полностью гидрофобным коллекторам,

(в которых пленка нефти полностью обволакивает твердые частицы породы) встречаются

очень редко. В многочисленных исследованных скважинах максимальное значение Кн

равно 0,9, так как подавляющая часть коллекторов гидрофильна ввиду того, что твердые

частицы, образующие коллектор, смачиваются водой. Количество воды, содержащейся в

породе, определяется коэффициентом водонасыщенности. Пластовая вода делится на

неподвижную (вода, связанная с поверхностью пор силами молекулярного сцепления) и

подвижную.

Для гидрофильных и частично гидрофобных коллекторов, которыми представлены

терригенные коллекторы девона - основные породы коллекторов Урало-Поволжья -

справедливо равенство:

Кн + Кв = 1, (1.4)

где Кн - коэффициент нефтенасыщенности, доли ед.

Кв - коэффициент водонасыщенности, доли ед.

Коэффициент нефтенасыщенности терригенных коллекторов определяется по

формуле Арчи:

Кн=[1 – с/( Kпm/n·Rп1/n)], (1.5)

где C=(a·b·Rв)1/n, некие постоянные коэффициенты.

a, b, m, n - коэффициенты, определяемые лабораторным путем по данным керна;

Rп - сопротивление исследуемого пласта, определенное по данным ИК или БК;

28

Rв - сопротивление пластовой воды, для отложений терригенного девона Татарии,

оно равно 0,034 Омм;

Кп - коэффициент пористости исследуемого пласта - коллектора, определенный

одним из методов, приведенных в [166,167].

С учетом численных значений коэффициентов a, b, m, n формула принимает вид:

Кн=1-0,154/Кп0.574·Rп0.395 (1.6)

(для высокопродуктивных неглинистых пластов –коллекторов, где Агк < 0.2, Rc >5 Омм)

Кн = 1 – 0,168/Кп0.655·Rп0.426 (1.7)

(для пластов-коллекторов Агк>0.2, Rc>5Омм)

Для низкоомных нефтенасыщенных пластов Rc<5Омм Кн определяется по

формуле:

Кн=1 – 0,204/Кп0.835·Rп0.469 (1.8)

Проведенное исследование по оценке коэффициента нефтенасыщенности по

первичной методике оценки Кн (методика оцифровки и интерпретации данных ГИС

существующая до 1990 г) и с введением усовершенствований по состоянию на 01.01.2006

года показали, что для скважины .№ 325 бис выделяются 5 пропластков, вместо трех

ранее выделенных.

Таблица 1.2

В соответствии с данными таблицы 1.2 средний суммарный коэффициент

нефтенасыщенности составит:

%28,679,104,14,32,34,12

9,103,314,15,724,33,742,38,824,124,93

%4,78109,84,12

107,559,85,824,138,93

=++++

⋅+⋅+⋅+⋅+⋅=

=++

⋅+⋅+⋅=

повтн

перн

К

К (1.9)

по старой методике:Отн.отметка Толщ. Сопр.пл. Кп Кпр Кн

2308.0 12.4 179.0 13.3 304.9 93.82320.4 8.9 19 14.2 65.2 82.52329.3 10 3.2 13.3 2.2 55.7

по новой методике:Отн.отметка Толщ. Сопр.пл. Кп Кпр Кн

2308.0 12.4 131.4 15.6 304.7 93.42320.4 3.2 35.9 12.6 82.4 82.82323.6 3.4 17.5 11.4 15.8 74.3

2327 1.4 12.5 10.8 10.5 72.52328.4 10.9 3.6 9.6 2.9 31.3

29

Тогда коэффициент различия нефтенасыщенностей вычисленных ранее и по

уточненной методике будет:

858,04,7828,67

=== перфн

повтн

ККW . (1.10)

Таким образом, получено, что коэффициент нефтенасыщенности ранее был

завышен на 14,2 %.

В соответствии с вышеизложенным, в формулы 1.5, 1.6, 1.7, 1.8 для фонда

скважин, пробуренных до 1990 года с переинтерпретированными и уточненными

данными вводится коэффициент равный перн

повтн

ККW = .

Отметим, что формула (1.6) (с учетом изложенной выше коррекции) заложена в

программный комплекс ”INGEO” для определения Кн. Величина Кн определяется только

для пластов, в которых с большой степенью точности можно было оценить значение

сопротивления пласта, так как достоверность определения Кн в большой степени зависит

от точности определения Rп. В то же время, как показывает практический опыт работы и

результаты сравнения Кн, определенного по геофизическим данным и лабораторным

исследованиям, погрешность определения коэффициента нефтенасыщенности коллектора

зависит главным образом от степени его нефтенасыщенности. При высоких значениях Кн

(Кн>80%) погрешность определения параметра очень мала (рисунок 1.10). Однако, с

уменьшением степени нефтенасыщенности погрешность определения Кн возрастает и при

Кн<40% (рисунок 1.10) погрешность определения может достигать 50% и более. Поэтому

Кн в пластах с пониженной нефтенасыщенностью не всегда может быть определена.

Разъясним такую неопределенность на примере скважин Ромашкинского месторождения.

Так, например, в терригенном девоне (таблица 1.3) в скважине 528 в пашийском

горизонте Ромашкинского месторождения по сопротивлению пласта - 10.8 омм,

определенному методами КС и ИК, кровля пласта нефтенасыщена, но в этом же интервале

по лабораторным исследованиям керна дают в насыщении воду. В тоже время, скважина,

пробуренная в целях доразведки пашийской залежи, была ликвидирована без опробования

по геологическим причинам, так как по гипсометрическим отметкам по всем

маркирующим горизонтам оказалась ниже, чем, например, рядом в структуре со

скважиной 427 (таблица 1.3).

По данным исследований шлама, керна и предварительному заключению

геофизиков для сложнопостроенных коллекторов карбонатного девона и иногда нижнего

карбона (например, Муслюмовского месторождения) характерна битуминозность

насыщения коллекторов. Глубина залегания битуминозных коллекторов изменяется от

30

Таблица 1.3

Сопоставление значений Кп по ГИС и лабораторным исследованиям

1521 м в семилукском до 1736 м в бурегском горизонтах, начальное пластовое давление

16,6 МПа, текущее –15,2 МПа, а пластовая температура 35°С – такая же как и в

пашийских, но не битуминозных коллекторах. Как видно из таблицы 1.3, такие

коллекторы, в основном, встречаются в евлано-ливенском, семилукском и бурегском

горизонтах. Эффективные коллекторы в них имеют сложную морфологию и являются

трещинными. Сопротивление в этих коллекторах имеет очень высокие значения за счет

повышения глинистости и битуминозности. Кн в таких коллекторах, по мнению многих

исследователей, должен составить 80-90%. В существующих стандартах по

интерпретации ГИС (например, ОАО «Татнефть») не учитывается битуминозность

пластов и глинистость коллекторов. Поэтому четко отбить кровлю и подошву

нефтенасыщенных интервалов не удается. В связи с этим, в интерпретации ГИС по

бобриковским терригенным коллекторам Кн интерпретировался с учетом высоких

сопротивлений в битуминозных коллекторах и их глинистости. Поправки на численное

значение Кн вносились на основе зависимости, приведенной на рисунке 1.10.

скважина горизонт по ГИС интервал по ГИС Кп по ГИС интервал по лабораторным исследованиям

Кп по лабораторным исследованиям

34 бобриковский 1130.2-1131.7 13.4 1129.6-1132.0 22.134 пашийский 1679.7-1685.7 16.5 1678.0-1683.2 19.962 пашийский 1636.6-1642.7 17.1 1637.6-1639.2 17.1179 тульский 1137.0-1138.3 17.9 1137.2-1138.4 20.4179 тульский 1162.1-1163.0 21.9 1161.8-1163.2 19.2427 пашийский 1675.1-1677.6 15.6 1677.2-1692.2 20.0444 пашийский 1671.8-1674.4 19.9 1672.0-1686.4 20.2528 пашийский 1670.3-1673.2 26.0 1670.4-1686.4 21.2849 бобриковский 1065.0-1067.2 21.7 1066.0-1067.7 23.8849 бобриковский 1067.2-1068.1 22.1 1067.6-1068.1 18.9849 бобриковский 1068.1-1068.9 21.9 1068.1-1071.0 18.1849 бобриковский 1071.0-1071.9 18.0 1071.0-1071.4 19.2849 кизеловский 1075.9-1076.6 8.5 1076.0-1076.6 9.2849 кизеловский 1078.7-1079.6 8.5 1078.7-1079.55 8.2849 кизеловский 1079.6-1083.1 7.6 1079.6-1082.7 9.0

1234 бобриковский 1085.7-1089.5 22.8 1086.0-1089.7 24.91234 кизеловский 1096.6-1099.4 8.5 1096.6-1098.7 10.540051 бобриковский 1072.9-1075.1 21.9 1073.6-1075.0 14.340051 бобриковский 1076.7-1078.10 21.8 1077.0-1078.0 16.540052 бобриковский 1098.9-1100.6 23.5 1099.0-1100.8 16.740052 пашийский 1696.6-1698.2 20.5 1696.0-1697.0 20.240052 пашийский 1698.6-1699.6 19.8 1697.0-1699.0 21.340052 пашийский 1700.8-1705.4 21.1 1700.2-1705.6 20.2

31

1.6. Лабораторные исследования процессов фильтрации на моделях ВНЗ.

Анализ научно-технической литературы показывает, что лабораторные

исследования процессов нефтевытеснения из водонефтяных зон месторождений

представлены не более чем в 10-12 работах.

Одной из первых работ, посвященных физическому моделированию процесса

разработки ВНЗ, является [63]. Водонефтяная зона в этой работе представлена в виде

заполненной стеклянными шариками щелевидной модели длиной 20 м с прозрачной

боковой поверхностью. Высота модели составляла 30 см и ширина (глубина) - 7 мм,

проницаемость - 1000 Д, пористость - 38%. В модели был создан нефтенасыщенный

слой, подстилаемый подошвенной водой. Закачка воды осуществлялась в

нефтенасыщенный слой, отбор нефти (жидкости) производился также из

нефтенасыщенного слоя. Модель нефти имела вязкость 20 спз, модель воды

(водоглицериновая смесь) - 10 спз.

Моделирование процесса вытеснения нефти показало ряд особенностей.

Безводный период у добывающей галереи оказался весьма малым, процесс добычи

нефти сопровождался конусообразованием. При вначале происходит быстрый рост

обводненности примерно до 55% (в течение закачки воды в объеме около 0,1 порового

объема), а затем, несмотря на продолжение закачки, обводненность остается

практически неизменной. После закачки около 0,7 поровых объемов обводненность

продукции вновь начинает неуклонно возрастать.

В работе [78] лабораторные опыты проводились на объемно-прозрачных моделях

пласта с размерами 1000 х 300 х 20 мм при проницаемости 7 Д. Вязкость нефти равнялась

20 спз, отношение вязкостей нефти и воды составляло 20=w

o

µµ

. Нагнетание воды в пласт

и отбор жидкости на выходе из модели осуществлялись только из нефтенасыщенной

зоны. Выполнены две серии экспериментов - на моделях однородного и неоднородного

по коллекторским свойствам пласта. Эксперименты проводились при разных

значениях соотношения толщин нефтенасыщенной и водонасыщенной частей модели

пласта.

Также как и в опытах [63], отмечается стабилизация обводненности продукции в

течение относительно продолжительного периода времени. При этом, в отличие от [63],

получено, что при отношении нефтенасыщенной толщины пласта к водонасышенной

равном 4 обводненность продукции сначала растет до 73%, затем уменьшается вплоть до

46% и после этого вновь возрастает. В случае равенства единице указанного

32

соотношения толщин степень уменьшения обводненности продукции выражена уже

слабее.

Эксперименты показали на небольшую зависимость безводного периода

эксплуатации от отношения вскрытой толщины к нефтенасыщенной толщине пласта

и на то, что с увеличением отношения нефтенасыщенной толщины пласта к

водонасыщенной зависимость текущей нефтеотдачи от закачанного объема воды;

приближается к аналогичной зависимости, соответствующей случаю отсутствия

подошвенной воды.

В послойно неоднородной по коллекторским свойствам модели пласта,

состоящей из трех пропластков разной проницаемости, моделировалось наличие на

границах раздела пропластков зон слияния (с долевым соотношением 0.167).

Присутствие непроницаемых разделов увеличивало коэффициент безводной нефтеотдачи.

Для неоднородной модели этот коэффициент составил 15%, в то время как для

однородной - 3% - 5%. Наличие указанных включений положительно сказалось также на

зависимости текущей нефтеотдачи пласта от прокачанного через него объема воды.

В лабораторных экспериментах [157, 158], закачка воды осуществлялась как в

нефтенасыщенную часть пласта, так и водонасыщенную часть пласта раздельно и

одновременно. Отмечается, что во всех случаях имеют место перетоки воды вблизи

нагнетательной галереи на расстоянии около 10% от общей длины модели пласта. Развитие

исследований нефтевытеснения из ВНЗ с помощью обычного и полимерного заводнения

представлено в работе [154]. Здесь эксперименты проводились на вертикальной плоской

модели пласта длиной 90 см. Были промоделированы различные стратегии заводнения с и

без полимерных оторочек. Основные результаты исследований можно сформулировать

следующим образом.

• Закачка полимеров (увеличение вязкости нефтевытесняющего агента) значимо

увеличивает КИН по сравнению с традиционным заводнением.

• При традиционном заводнении КИН возрастает с увеличением темпа закачки воды,

в то время как при полимерном заводнении КИН практически не зависит от темпа

закачки.

• С увеличением отношения нефтенасыщенной к водонасыщенной толщине КИН

возрастает. Эта зависимость более существенна при традиционном заводнении.

• С ростом размера оторочки полимерного раствора КИН увеличивается.

• С увеличением вязкости нефти КИН снижается. При традиционном заводнении эта

зависимость более существенна, чем при полимерном.

33

• Наилучшие результаты имеют место в случае горизонтальной добывающей и

вертикальной нагнетательной скважин.

Авторы работы [107] рассмотрели возможность превращения такого

отрицательного для нефтеизвлечения фактора, как наличие подошвенных вод, в

дополнительное преимущество при заводнении пласта. В данной работе были

промоделированы процессы заводнения слоисто-неоднородного пласта вдоль латерали и в

направлении перпендикулярном к поверхности пропластков. При большой разнице

проницаемостей пропластков заводнение перпендикулярно напластованию обеспечивает в 2

раза больший КИН по сравнению с заводнением модели пласта вдоль напластования.

Данный эффект связан с тем, что при предлагаемой технологии заводнения различия в

проницаемостях прослоев не влияют на коэффициент охвата, а сказываются лишь на

скорости прохождения ВНК через соответствующие пропластки.

1.7. Теоретические исследования процессов фильтрации пластовых флюидов в

водонефтяной зоне.

Как отмечается в работе [43] при разработке ВНЗ эволюция водонефтяного раздела

происходит следующим образом:

• глобальные деформации поверхности ВНК, связанные с темпами отбора нефти,

закачки воды, сеткой скважин, а также неоднородностью пласта по коллекторским

свойствам;

• локальные деформации границы раздела нефть-вода, вызванные режимами

эксплуатации отдельных добывающих вертикальных или горизонтальных скважин.

Вопросы, связанные с локальными деформациями ВНК, очень важны в разработке

ВНЗ, т.к. от данных явлений зависит динамика обводнения конкретных скважин.

Основоположниками теории разработки водонефтяных зон и соответствующего

математического аппарата можно считать Мориса Маскета [74] и Р. Викова [151]. Одним

из отечественных «классиков» в теоретическом решении вопросов характера

продвижения водонефтяного контакта, устойчивости движения границы раздела, условий

равновесия или прорыва подошвенной воды в скважину является И.А. Чарный [136]. Им

была получена упрощенная формула для определения предельного безводного дебита,

выведенная в соответствии с теорией безнапорного движения, которая, впрочем, дает

заниженные против действительных значения. Также широко известна методика

определения предельного безводного дебита из приближенной теории конусообразования

Маскета – Чарного.

34

В своих работах авторы предполагают, что элемент пласта с подошвенной водой

дренируется несовершенной по степени вскрытия скважиной. Предполагается, что можно

эксплуатировать данную скважину с таким дебитом нефти, что формирующийся под

скважиной конус подошвенной воды будет стационарным. При этом дебит находится из

условия равенства нулю скорости движения w вершины конуса вдоль вертикальной

координаты Z, т.е.

0=

−−= g

dZdP

mkw ρµ

(1.11)

Тогда условие неподвижности конуса подошвенной воды имеет вид gdZdP

ρ≤ , где

m- коэффициент пористости; k - коэффициент проницаемости вдоль координаты Z, Р -

давление; μ, ρ - коэффициент динамической вязкости и плотность воды: g - ускорение

свободного падения. Дебит нефти, рассчитанный при соблюдении данного условия,

называется критическим или предельным безводным дебитом.

Теоретическая основа вопросов притока нефти к скважинам с подошвенной водой,

оценки коэффициента анизотропии водоплавающего пласта были также детально

рассмотрены и развиты авторским коллективом под руководством Ш.К. Гиматудинова в

работе [117]. Было, в частности, получено аналитическое решение задачи о притоке к

несовершенной скважине в однородно-анизотропном пласте для широкого диапазона

параметров для нахождения режима предельного безводного дебита несовершенной

скважины, дренирующей нефтяную оторочку. В последующие годы было выполнено

немало исследований, уточняющих теорию стационарного конусообразования [64, 65, 66,

123, 137, 144, 156].

Определенные таким образом критические безводные дебиты нефти зачастую

оказываются небольшими и, как правило, нерентабельными. Поэтому эксплуатация

скважин ВНЗ осуществляется с дебитами больше критических, что приводит к

обводнению продукции скважин. При этом относительно кратковременный эффект,

связанный с увеличением дебитов нефти скважин, сопровождался затем скорым

выбытием скважин из эксплуатации по причине достижения предельной обводненности

(предельно рентабельного дебита нефти). Это, в свою очередь, приводило к снижению

коэффициентов нефтеотдачи пласта.

Применение горизонтальных скважин несколько изменили ситуацию в разработке

ВНЗ в режиме критических безводных дебитов. Определенные, согласно развитой для

данного типа скважин теории стационарного конусообразования, критические безводные

дебиты [117, 123, 143, 144, 149, 156] оказались нередко вполне рентабельными.

35

Исследование кинетики формирования конуса подошвенной воды при любых

дебитах позволяет решать следующие важные для практики задачи:

• оценка степени анизотропии коллекторских свойств на основе сопоставления

расчетного и фактического времени поднятия конуса воды к забоям добывающих

скважин [124].

• определение времен формирования и опускания конуса подошвенной воды для

формирования параметров технологии периодической эксплуатации скважин при

наличии подошвенной воды [120, 39, 62, 123].

Вопросам численных расчетов параметров эксплуатации скважин с подошвенной

водой посвящен целый ряд работ тюменских ученых И.И. Клещенко, Т.Л. Красновой,

А.П. Телкова (лично и в соавторстве) [51, 52, 53]. Расчетам безводного периода

эксплуатации и достигаемого при этом коэффициенте нефтеотдачи посвящены

публикации [51]. Даны расчетные формулы для определения безводного периода.

Приведены соображения для учета интерференции несовершенных скважин в залежах с

подошвенной водой при расчетах времени безводной эксплуатации. Изложена методика

расчета основных показателей разработки водонефтяных и газонефтяных зон

анизотропного пласта. На основании расчетов делаются следующие выводы:

- радиус зоны пространственного притока увеличивается с увеличением

анизотропии пласта по линейному закону;

- степень выработки и удельный объем дренирования пласта увеличиваются с

увеличением анизотропии;

- безводный период возрастает с увеличением анизотропии и уменьшением

относительного вскрытия пласта.

В работе [60] на многочисленных примерах продемонстрировано использование

методики расчета предельных безводных и безгазовых дебитов несовершенных скважин, в

основу которой положена приближенная теория устойчивых конусов Маскета – Чарного.

В [58] изложен приближенный способ расчета времени безводной эксплуатации

несовершенной скважины с экраном на забое в залежи с подошвенной водой. Расчеты,

проведенные для различных положений экрана, показывают, что с приближением его к

забою и увеличением его радиуса безводный период увеличивается, однако одновременно

резко снижается охват пласта заводнением. Поэтому выбор месторасположения экрана

необходимо производить дифференцированно для каждой скважины. Наконец, в статье

[43] приводится методика отыскания местоположения точки начала горизонтального

участка ствола скважины, основанная на точном аналитическом решении для потенциала

36

точечного стока, и методика расчета предельных безводных и безгазовых дебитов для

горизонтальных скважин.

Вопросам прогнозирования показателей разработки водоплавающих залежей

горизонтальными скважинами посвящены публикации авторов из Института проблем

нефти и газа Российской академии наук [41,42]. Статьи посвящены описанию результатов

прогнозных гидродинамических расчетов для элемента пласта водоплавающей зоны с

использованием 3Д двухфазной математической модели. Расчеты проводились за период

времени 50 кварталов. Сеточная область состояла из 17 х 9 х 11 элементарных ячеек.

Относительные фазовые проницаемости для нефти и воды задавались полиномами

третьей степени, пороговые насыщенности для нефти и воды принимались 23 и 25 %

соответственно. Допустимые уровни обводнения продукции брались 1; 30; 50 и 95%.

Начальные депрессии на пласт задавались равными 0,05; 0,15; 0,25; 0,35 МПа.

Выполненные исследования показывают, что как текущие, так и конечные

показатели эксплуатации скважины зависят от принятого к реализации технологического

режима добычи нефти. Режим так называемого критического безводного дебита при

применении горизонтальных скважин становится практически приемлемым, в отличие от

использования вертикальных скважин, когда критические дебиты, не допускающие

прорыва воды в скважину, являются в большинстве случаев экономически

нерентабельными. Увеличение начальной депрессии на пласт, при прочих равных

условиях, оказывает благоприятное воздействие на величины накопленной добычи нефти

и коэффициент извлечения нефти. Оптимальный технологический режим эксплуатации

горизонтальных скважин и плотность их сетки могут и должны определяться в результате

гидродинамических и технико-экономических расчетов в связи с разнохарактерным

влиянием данных факторов на конечные результаты.

Вопросами изучения динамики обводнения скважинной продукции при

одновременной эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин на залежах с

подошвенной водой, характера фильтрации разновязких жидкостей в послойно

неоднородном проницаемом пласте при наличии гидродинамической связи между слоями

занимался ряд авторов [54, 68]. В этой связи практический интерес представляют

результаты расчетов по оптимизации интервалов вскрытия перфорацией

нефтеводонасыщенных пластов в добывающих и нагнетательных скважинах,

представленные в работе Е.В. Лозина [68].

Автором отмечается, что, как следует из моделирования процесса, при вскрытии в

нагнетательной скважине только нефтенасыщенной части пласта, определенный объем

нефти оттесняется нагнетаемой водой в водоносную часть пласта. Эта нефть в

37

дальнейшем не вытесняется, составляя потерю конечной нефтеотдачи пласта. На

основании выполненных математических расчетов утверждается, что максимальная

нефтеотдача возможна при полном вскрытии пласта (его нефтенасыщенной и

водонасыщенной частей) в добывающей и нагнетательной скважинах. В этом случае

нефть не оттесняется в водоносную часть пласта и вымывается практически по всей его

толщине. Этот вывод является достаточно неожиданным, так как до сегодняшнего дня

общепринятой практикой для предотвращения конусообразования воды в добывающих

скважинах является вскрытие прикровельных интервалов нефтенасыщенного пропластка,

при оптимальном варианте удаления нижних дыр перфорации на 2-3 м от начального

ВНК. Вопросы наилучшего соотношения перфорированных интервалов, плотности

перфорации по геологическому разрезу, оптимизации зон и областей дренирования между

добывающими и нагнетательными скважинами требуют своего дальнейшего уточнения и

развития.

Одной из серьезных работ, изданной более четверти века назад, но до сих пор не

утратившей своего методического значения в области подходов к методам и принципам

анализа разработки водонефтяных зон, является труд сотрудников БашНИПИнефти И.И.

Абызбаева и Б.И. Леви [7]. Принципиальный характер, по мнению авторов [7], носит

соотношение нефтенасыщенной и общей мощности пласта. В результате исследований,

проведенных в БашНИПИнефти, было установлено, что даже для маловязких нефтей (с

соотношением μн к μв равное 2) темпы обводнения резко возрастают с уменьшением доли

нефтенасыщенной толщины. Так, при соотношении нефтенасыщенной и общей

мощностей, равной 0,2, скважины должны вступать в эксплуатацию с первоначальной 80

% обводненностью.

Резко возрастает интенсивность обводнения по мере повышения вязкости нефти.

При вязкости нефти выше 5 мПа·с и мощности нефтенасыщенной толщины менее 80 % от

общей толщины пласта, обводненность продукции почти сразу же достигает величины

80% и выше. При вязкости же нефти выше 10 мПа·с практически все скважины,

независимо от соотношений водо- и нефтенасыщенных толщин, с самого начала имеют

обводненность свыше 80-85 % и быстро достигают значений 90-93 %; после этого в

течение длительного времени они эксплуатируются при этом содержании воды в

скважинной продукции. Аналогичным образом с повышением вязкости нефти и с

сокращением доли нефтенасыщенной толщины уменьшается коэффициент охвата

первоначально нефтенасыщенной части пласта.

Следующим принципиальным моментом, определяющим темп обводнения

скважин, пробуренных на водонефтяных зонах при наличии системы ППД, является

38

соотношение средних проницаемостей нефтенасыщенной и водонасыщенной частей

пласта. В случае лучших фильтрационных свойств подошвенной водонасыщенной части

пласта, в нее происходит преимущественное поступление закачиваемой воды. В

результате резкого повышения давления в этой области пласта, происходит быстрое

обводнение эксплуатационных скважин за счет интенсивного конусообразования.

Непосредственное воздействие заводнением на нефтенасыщенную часть пласта является в

этом случае незначительным. И, наоборот, в случае лучших коллекторских свойств

нефтенасыщенной части, текущая и конечная нефтеотдача для водоплавающей залежи

может быть даже несколько выше, чем для чисто нефтенасыщенного пласта.

Однако не все отмеченные выше зависимости однозначны для любого

месторождения нефти. Так, в работе [8] И.И. Абызбаевым и Р.Г. Юсуповым отмечается,

что прямая зависимость между интенсивностью обводнения скважинной продукции и

долей запасов нефти, приходящейся на ВНЗ, наблюдается не всегда. Так, для залежей

пластов ДI и ДIV Константиновской площади при значительной разнице в доле начальных

балансовых запасов в ВНЗ (12 и 48 % соответственно) при практически одинаковом

достигнутом коэффициенте нефтеотдачи (61 и 63,2 %), накопленные величины

водонефтяного фактора также оставались почти равными – 2,31 и 2,26 м3/т.

Указанное несоответствие объясняется различием в величинах анизотропии пласта

по проницаемости и в соотношениях нефте- и водонасыщенных толщин (в начальных

условиях), которые оказывают основное влияние на конусообразование в залежах нефти с

подошвенной водой [9]. При этом влияние водонефтяных зон на темпы обводнения

извлекаемой продукции существенно только в начальный период разработки, затем оно

падает и на завершающей стадии разработки проявляется очень слабо [38].

Важный вывод делается в работе [61], в которой показывается, что в условиях

однородного пласта степень вскрытия продуктивного пласта не оказывает практически

никакого влияния ни на механизм вытеснения, ни на величину коэффициента безводной

нефтеотдачи. Аналогичные выводы делаются в [38].

1.8. Обобщение опыта разработки водонефтяных зон месторождений нефти

При обобщении опыта разработки ВНЗ Ромашкинского месторождения в работе [85]

проанализирована работа 204 скважин, пробуренных на ВНЗ или в непосредственной

близости от нее. По особенностям обводнения выделяются четыре группы скважин:

1 группа. Для скважин этой группы (31 скважина) характерны малый безводной

период, быстрый рост обводненности на первой стадии и длительная в последующем

39

эксплуатация при высокой, медленно изменяющейся обводненности продукции. За

безводный период отбирается около 1% от геологических запасов.

2 группа. Скважины этой группы (55 скважин) отбирают за безводный период 4 -

5% запасов. Основной период эксплуатации отличается довольно постоянной и низкой

обводненностью скважин. Значительный рост обводненности наступает после извлечения

28 - 30% запасов и соответствует началу заводнения коллектора на участке

рассматриваемой скважины.

3 группа. Скважины данной группы (52 скважины) характеризуются монотонным

ростом обводненности продукции в течение всего периода эксплуатации.

4 группа. В данную группу входит 66 скважин. Для этих скважин присуши

значительный безводный период, в течение которого извлекается 30-35% от геологических

запасов нефти.

Разнообразие картин обводнения скважин объясняется особенностями

геологического строения соответствующих ВНЗ, в частности, сложностью строения и

неоднородностью продуктивных коллекторов. Это указывает на необходимость более

тщательного изучения ВНЗ.

Большое методологическое значение в вопросах осмысления, систематизации и

развития современных методов управления разработкой нефтяных месторождений имеет

работа Р.Х. Муслимова [80]. В ней, в частности, приведена наиболее универсальная и

практически значимая классификация видов водонефтяных зон с рекомендациями

основных принципов их разработки. Р.Х. Муслимовым выделяется четыре основных типа

ВНЗ.

Первый тип. ВНЗ в виде локальных относительно небольших участков внутри

безводной части нефтяного пласта.

Анализ имеющихся геолого-промысловых данных позволяет рекомендовать для

наиболее эффективной выработки этого типа ВНЗ закачку основных объемов воды в

нефтенасыщенную часть пласта при размещении нагнетательных скважин в безводной

зоне пласта. Желательно применение линейного заводнения. Энергия подошвенных вод

при этом не поддерживается со стороны регионально водоносной части пласта, а

повышение пластового давления вызывает увеличение дебита и снижение обводненности

в скважинах, эксплуатирующих пласты с подошвенной водой.

Второй тип. ВНЗ, окаймляющие нефтяную залежь в виде узких полос (шириной до

полутора километров).

Разработка ВНЗ этого типа наиболее удовлетворительно осуществляется путем

закачки воды в законтурную область и вытеснения нефти в безводную часть пласта. При

40

этом водонефтяные зоны первого и второго типов могут разрабатываться при той же

плотности сетки, что и безводные зоны пласта. Достигаемая нефтеотдача при этом будет

незначительно ниже, чем в чисто нефтяных зонах.

Третий тип. ВНЗ площадного развития (широкие полосы, поля).

Наиболее сложный тип для разработки. Даже проведение полного комплекса

известных мероприятий по улучшению выработки водонефтяных зон не обеспечивает

достаточно высокой нефтеотдачи и не позволяет вовлечь в разработку запасы пластов

нефтенасыщенной толщиной менее 3 м. Одним из основных условий их выработки

является раздельная разработка пластов с подошвенной водой после отработки полностью

нефтяных пластов либо бурением специальных скважин на ВНЗ.

Четвертый тип. Водонефтяные зоны, хорошо гидродинамически связанные с

вышележащими высокопродуктивными пластами.

Данный тип ВНЗ обычно вырабатывается менее успешно, чем зоны первого и

второго типов, но более продуктивно, чем третий тип. Анализ состояния разработки ряда

залежей подобного типа показал, что за счет перетоков нефти их темпы выработки могут

достигать темпов разработки безводной части пласта (применительно к песчаным

коллекторам) при достаточно высокой нефтеотдаче (до 40%). Однако полное извлечение

запасов ВНЗ за счет перетоков в вышележащие пласты практически невозможно.

Оставшуюся часть запасов можно извлекать изменением направления потоков жидкости в

пласте и увеличением объемов нагнетания в верхние горизонты для выравнивания

давления в пластах.

Представленная выше типизация применительно к горизонту Д1 Ромашкинского

месторождения дает следующие результаты. В ВНЗ первого типа содержится до 21.5%

суммарных запасов нефти, второго типа - 15.8%, третьего типа - 40.2%, четвертого типа -

14.4%.

Предложенная в работе [80] типизация ВНЗ позволяет осуществить выбор систем

дренирования запасов ВНЗ, установить темпы добычи нефти и жидкости, прогнозировать

динамику обводнения добываемой продукции, КИН, технико-экономические показатели

разработки. Каждый из выделенных типов ВНЗ требует особого подхода к их разработке.

Например, считается, что в условиях Ромашкинского месторождения разработка ВНЗ

второго типа наиболее удовлетворительно может осуществляться путем закачки воды в

законтурную область и вытеснения нефти в безводную часть залежи [82].

В работе [14] предложена иная типизация ВНЗ. Выделяются три типа ВНЗ на

основе способов их разработки.

41

К первому типу относятся сравнительно небольшие по размерам и запасам нефти

залежи. Для таких залежей ВНЗ может составлять более 50 % от общей площади

нефтеносности. Бурение добывающих скважин на ВНЗ не производится, т.к. запасы ВНЗ

дренируются одним или двумя рядами скважин, пробуренных на ЧНЗ. Извлечение нефти

из ВНЗ происходит благодаря основной сетке скважин в условиях естественного или

искусственного заводнения продуктивных отложений.

Ко второму типу принадлежат залежи нефти с достаточно большими размерами и

запасами. Ширина ВНЗ при этом значительно превышает расстояние между скважинами,

пробуренными на ЧНЗ. При этом на ВНЗ бурятся эксплуатационные скважины, однако

система разработки ВНЗ носит второстепенный характер по отношению к системе

разработки ЧНЗ.

Третий тип ВНЗ характерен для крупных по размерам и запасам залежей. ВНЗ

таких залежей обладают большими размерами и запасами. Для разработки такого типа

ВНЗ реализуется специальный подход, например, в виде отрезания ВНЗ системой

нагнетательных скважин.

В работе [140] отмечается, что воздействие на скважины, эксплуатирующих ВНЗ,

со стороны нагнетательных скважин позволяет значительно увеличить коэффициент

нефтеизвлечения в области дренажа данных скважин.

Анализ разработки ВНЗ Ромашкинского месторождения, представленный в работе

[82], показал, что экономически целесообразно бурить скважины на ВНЗ только в случае,

когда нефтенасыщенная толщина пласта не менее 4 м и ее отношение к общей толщине

коллектора не ниже 0,5. В случае однородного по коллекторским свойствам пласта

допустимо бурение скважин при толщине нефтенасышенной части не менее 3 м и

отношении нефтенасыщенной толщины к общей не ниже 0,3. Интервалы перфорации в

скважинах с подошвенной водой считается целесообразным размешать в 20-30%

прикровельной части продуктивного пласта

Исследование задачи о деформировании поверхности водонефтяного контакта

применительно к разработке залежей платформенного типа, характеризующихся малыми

углами залегания продуктивных пластов и значительными по размерам ВНЗ, представлено

в работе [139]. Здесь было показано, что динамика продвижения внешнего контура

предопределяется темпом нагнетания воды, а внутреннего - объемами добычи нефти

(жидкости). Данные теоретические представления нашли свое подтверждение в практике

разработки Туймазинского месторождения [101].

На основе геофизических исследований скважин Бавлинского месторождения, С.А.

Султанов [83, 118] высказывает идею о том, что в условиях пласта Д I образования

42

значительных конусов подошвенной воды не происходит, а обводнение скважин связано, в

основном, с общим подъемом ВНК. Это, возможно, объясняется значительной анизотропией

коллекторских свойств пласта.

При несбалансированной закачке воды при законтурном заводнении на Бавлинском

нефтяном месторождении наблюдались случаи смещения нефтяной залежи и соответственно

опускания ВНК по отношению к начальной отметке. В результате целенаправленного

регулирования объемов закачки и отбора жидкости такие нежелательные явления удалось

устранить.

Кроме того, на Бавлинском месторождении впервые был замечен следующий факт.

Вследствие изменения направления фильтрационных потоков, в ранее обводненную зону

пласта может поступать новая порция нефти. Оказывается, что эта нефть затем не полностью

извлекается из пласта [141] (эффект вторичного нефтенасыщения коллектора). Позднее

исследователи БашНИПИнефть на основе лабораторных экспериментов подтвердили

такую важную особенность процесса заводнения продуктивных коллекторов [69, 70, 102,

134].

Исследования процессов извлечения нефти из водонефтяных зон месторождений с

повышенной вязкость нефти показали, что данный фактор существенно осложняет

разработку ВНЗ. Так, например, КИН по ВНЗ Арланского месторождения в 1,75 - 1,8

меньше, а водонефтяной фактор в 1,4 - 1,5 раза больше, чем по чисто нефтяным зонам

[110]. Снижению КИН, наряду со значительной обводненностью продукции,

способствуют более редкие сетки скважин. Поэтому на основе технико-

экономических расчетов обосновывается целесообразность уплотняющего бурения

скважин на ВНЗ. В работе [111] приведены результаты уплотнения сетки скважин.

Первоначальная плотность сетки скважин на опытном участке ВНЗ составляла 22,5

га/скв (сетка 450x500 м). Начальные дебиты скважин по нефти находились в пределах 8-

79 т/сут. Уже в первые годы разработки участка обводненность продукции превысила

50%. В 1978 г. уплотнили сетку в 2 раза и довели ее до 10,2 га/скв. К этому моменту

обводненность основного фонда составляла 90%, а средний дебит по нефти равнялся

16,9 т/сут. Новые скважины характеризовались дебитами по нефти 21 - 121 т/сут., через

пять-семь месяцев в их продукции появилась вода. Накопленные объемы добытой

нефти по уплотняющим скважинам на 1.1.1984 г. составили 22.5 -212 тыс. м3, воды - 104 -

240 гыс. м3. Важно отметить, что на момент пуска новых скважин отметки ВНК были

практически на начальном уровне, что говорит о существовании застойных зон при

разработке месторождений с нефтями повышенной и высокой вязкости. Без

43

уплотняющего бурения эти запасы нефти оказались бы не извлеченными, что

снизило бы КИН почти в 2 раза.

Необходимо отметить, что аналогичные явления наблюдались в водонефтяных

зонах Туймазинского месторождения, где вязкость нефти на порядок меньше вязкости

арланской нефти [15]. Таким образом, неньютоновские свойства нефти являются

дополнительным осложняющим фактором при разработке ВНЗ месторождений с

повышенной вязкостью нефти.

В работе [28] на ряде конкретных примеров демонстрируется решающее влияние

степени неоднородности пласта, характера его расчлененности, наличия непроницаемых

линз и глинистых пропластков на неравномерность выработки запасов и характер

продвижения ВНК. В отдельных пластах Мухановского и Туймазинского месторождений

за время эксплуатации различие отметок ВНК по отдельным участкам достигло 20 м и

даже более. Это еще раз подтверждает необходимость дифференцированного подхода к

каждой добывающей скважине, пробуренной на ВНЗ, с точки зрения режимов и

технологий отбора. Кроме того, в работе делается важный вывод о том, что при

разработке водонефтяных зон увеличение темпов отбора жидкости может способствовать

увеличению нефтеотдачи лишь при достаточно плотной сетки скважин, позволяющей

сохранять дебит каждой из скважин на уровне не выше критического с точки зрения

предотвращения локальной деформации поверхности ВНК и преждевременного

обводнения. Утверждается, что в отличие от распространенной практики более

разреженных сеток скважин на ВНЗ, разбуривание водонефтяных зон уже на ранней

стадии разработки следует производить по сетке по крайней мере не менее плотной, чем в

чисто нефтяной зоне.

К такому же выводу приходит Р.Г. Абдулмазитов [2, 3]. Эксперимент по

разрежению сетки скважин на Бавлинском месторождении продемонстрировал, что при

законтурном заводнении хотя и происходит вытеснение значительных объемов нефти из

водонефтяных зон в чисто нефтяную, потери нефти в этих зонах из-за ее неразбуренности

или наличия редкой сетки скважин достаточно велики. Поэтому ВНЗ должна быть

разбурена той же сеткой скважин, что и нефтяная зона, причем большая эффективность

достигается при разбуривании этой зоны с самого начала разработки.

В настоящее время состояние выработанности залежей основных продуктивных

горизонтов Бавлинского месторождения неодинаково; как правило, не заводняется

прикровельная часть горизонта Д1. Велико значение соотношения нефтенасыщенной и

общей толщин пласта. Анализ работы скважин показывает, что группа скважин с

44

соотношением толщин менее 0,4 может быть отнесена к категории, разрабатывающей

трудноизвлекаемые запасы.

Для повышения эффективности разработки водоплавающих залежей и повышения

нефтеизвлечения в работе [3] предложены следующие рекомендации:

- выделение пластов с подошвенной водой в самостоятельный объект разработки

преимущественно путем бурения дополнительных скважин специальной

конструкции;

- доведение плотности сеток скважин до 16-20 га/скв;

- применение сверлящих перфораторов типа ПС-112;

- создание систем контроля и регулирования разработки с целью снижения перепада

давления между нефтенасыщенной и водонасыщенной частями пласта.

Осуществлять разбуривание обширных ВНЗ месторождений платформенного типа

рекомендуется вначале по редкой равномерной сетке. После выявления особенностей их

строения, свойств коллекторов и насыщающих их флюидов производится дальнейшая

расстановка скважин по принципу «от известного к неизвестному». Такой принцип

полностью оправдал себя на практике.

Большой вклад в вопросы техники и технологии снижения степени обводнения

продукции скважин, изоляции водопроявляющих горизонтов, обоснования

необходимости комплексного учета сложных гидродинамических условий при

планировании и осуществлении изоляционных работ по исправлению негерметичности

цементного кольца (устранению перетоков) внесли В.Г. Уметбаев, В.А. Блажевич, а также

ряд соавторов.

Вопросами теоретического обоснования оптимальных параметров заводнения

пластов, применимости с учетом этого методов увеличения нефтеотдачи занимался Н.Ш.

Хайретдинов с соавторами [131,132].

Проблемам разработки оптимальных составов жидкостей глушения скважин для

сохранения высоких фильтрационных характеристик по нефти призабойных зон пластов,

недопущения снижения фазовой проницаемости нефти вследствие возможного

проникновения фильтрата жидкостей глушения в ПЗП, посвящены работы Ю.В. Зейгмана,

М.К. Рогачева с соавторами [25, 26, 27, 46].

Контроль характера и степени продвижения водонефтяного контакта по мере

выработки запасов, особенно при сочетании активных подошвенных, законтурных и

закачиваемых вод, невозможен без проведения планомерного комплексного геолого-

промыслового мониторинга текущего состояния разработки залежи, характера выработки

45

запасов и достигнутого при этом текущего коэффициента нефтеотдачи. Этим вопросам

посвящена работа М.А. Токарева [126].

Рядом авторов в публикации [11] сделан акцент на изучение факторов,

определяющих величину начальной обводненности пластовой продукции водонефтяных

зон. Отмечается, что характерной особенностью Мамонтовского месторождения является

наличие в пределах ВНЗ как участков с подошвенной водой (так называемые контактные

зоны), так и участков нефтяных пластов, не имеющих контакта с подошвенной водой,

когда на уровне ВНК располагается глинистый пропласток (неконтактные зоны).

Для неконтактных зон получена минимальная величина глинистого раздела, при

которой эксплуатация скважины осуществляется при условном безводном начальном

периоде. Для условий Мамонтовского месторождения она составила 2-5 м.

Обводненность продукции в начальный период эксплуатации хорошо согласуется со

значением начальной нефтенасыщенности коллектора. При нефтенасыщенности пористой

среды около 70 %, начальная обводненность не превышает 10 %. Делается вывод о том,

что первичное вскрытие пластов следует производить в интервалах коллектора с

нефтенасыщенностью не менее 60-65 %.

Для контактных зон безводный период эксплуатации по скважинам практически

отсутствует. Применяемая практика вскрытия пластов на Мамонтовском месторождении

заключается в том, что интервалы перфорации выбираются таким образом, чтобы между

границей интервала и ВНК имелся один или несколько глинистых или алевролитовых

разделов с общей суммарной площадью не менее 3-4 м. Таким образом, на величину

начальной обводненности продукции в ВНЗ оказывают превалирующее влияние значение

начальной нефтенасыщенности коллектора и соотношение проводимостей водоносной и

нефтеносной областей пласта.

Возможные механизмы обводнения водоплавающих рифовых залежей на примере

Котовского месторождения Волгоградской области рассмотрены в работе [113]. Показано,

что на сложнопостроенных водоплавающих залежах с карбонатным коллектором,

разрабатываемых на естественном упруговодонапорном режиме, приток воды в скважины

может происходить как по конусам обводнения, так и по проницаемым пропласткам и

трещинам, сообщающимся с законтурной областью или с призабойными зонами соседних

обводненных скважин.

Фактический характер обводнения скважин Котовского месторождения

подтверждает это. Непосредственные свидетельства о хорошей гидродинамической

сообщаемости скважин были получены по результатам специальных исследований.

Выделяемые практически во всех скважинах плотные непроницаемые пачки толщиной

46

свыше семи метров играют роль экранов при подъеме подошвенной воды и снижают

гидродинамическую сообщаемость пласта по разрезу, но повышают вдоль напластования.

Это значительно снижает эффективность эксплуатации вновь бурящихся уплотняющих

скважин, обводнение которых происходит катастрофически быстро. Кроме того,

разработка залежи скважинами с необсаженными забоями и небольшим заглублением в

продуктивный пласт во избежание интенсивного конусообразования приводит к

защемлению нефти в макрообъемах, затрудняет последующее извлечение ее известными

методами.

Огромный опыт в вопросах повышения эффективности разработки месторождений,

находящихся на поздней стадии разработки, накоплен производственниками и учеными

Татарстана. В первую очередь речь идет о проблемах снижения высокой обводненности

продукции путем проведения различного рода водоизоляционных и оптимизационных

работ. Значительная часть из них затрагивает и технологии разработки водонефтяных зон.

Татарскими нефтяниками опубликован широкий спектр монографий, периодических

публикаций и изобретений на эту тему [80, 85, 87, 93, 94, 96, 99].

Большой опыт разработки и промышленного внедрения методов селективной

водоизоляции накоплен татарскими учеными А.Ш. Газизовым и А.А. Газизовым [28, 29].

Разработанные ими ряд полимердисперсных систем (ПДС) и модифицированных

полимердисперсных систем (МПДС) нашли широкое применение на промыслах ОАО

«Татнефть», а также на некоторых месторождениях Западной Сибири. Обобщая ряд

литературных источников, ученые называют следующие основные причины поступления

подошвенной воды [29]:

- приближение контурных вод по мере отбора нефти из пласта;

- образование конуса подошвенной воды;

- образование каналов в заколонном пространстве скважин.

Причем заколонные перетоки называются одной из основных причин ускоренного

обводнения скважин, хотя на наш взгляд этот процесс проявляется не всегда в качестве

основного, так как он в полной мере зависит от качества цементации и целостности

колонны.

1.9. Основные технологии борьбы с обводнением скважин подошвенными водами

Изложенный выше материал показывает, что конус воды является нежелательными,

так как:

• если осуществляется добыча нефти при критических дебитах, то такие дебиты часто

оказываются малыми и даже нерентабельными,

47

• в случае эксплуатации скважин при сверхкритических дебитах происходит

нарастающее обводнение добываемой продукции.

В результате обводнения быстро достигается уровень нерентабельности дебита по

нефти, что снижает конечное значение нефтеотдачи пласта. Поэтому исследования,

направленные на подавление конусообразования подошвенных вод, продолжают оставаться

актуальными.

В настоящее время существует ряд различных технологий ограничения притока

воды, некоторые из которых подробно рассмотрены ниже.

1.9.1. Изоляция притока подошвенных вод путем применения специальных составов

и регулирования разработки

Ряд теоретических исследований [1, 112, 123, 135, 146, 160] показывает, что

создание водонепроницаемых экранов вблизи ВНК, под забоем скважины позволяет, в

определенной мере, увеличивать критический дебит по нефти и снижать темпы обводнения

извлекаемой продукции. При этом в качестве материала экранов выступают пены, гели и

другие агенты [75, 123, 148, 160]. Ведутся исследования по формированию

гидродинамических барьеров давления [135, 145], комбинированному использованию

экрана и жидкостного барьера [160], а также применению химических веществ, способных

при взаимодействии с подошвенной водой создавать непроницаемые зоны в разрезе пласта

или зоны повышенных фильтрационных сопротивлений [33, 34, 152].

Большое количество публикаций, посвященных вопросам повышения

эффективности добычи нефти в условиях конусообразования, методам и технологиям

снижения водопритоков в скважину (разрабатывались в различных институтах и

производственных предприятиях, например институтом БашНИПИнефть, ТатНИПИнефть

[8, 2, 54]), опубликованы тюменскими учеными И.И. Клещенко, Т.Л. Красновой, А.П.

Телковым [57, 59, 53].

Обширный обзор существующих (на момент опубликования) методов ограничения

водопритоков в эксплуатационные нефтяные скважины приведен в работе [53]. На

основании обобщения перечисленных работ при ремонтно-водоизоляционных работах

используются следующие материалы, применяемые в различных технологиях

ограничения отбора воды:

- смеси на базе минеральных вяжущих веществ (тампонажный цемент, шлак, гипс и

их модификации);

- тампонирующие смеси на базе органических вяжущих материалов, полимерные

тампонажные материалы (ПТМ);

48

- тампонажные растворы, приготовленные на базе минеральных вяжущих

тампонажных материалов с различными облагораживающими добавками, т.н.

цементнополимерные растворы (ЦПР);

- многокомпонентные тампонажные смеси, приготовленные с помощью

дезинтегратора (МТСД);

- сжимающиеся тампонажные материалы (СТМ).

Отмечается, что работы по изоляции пластовых вод цементными растворами

имеют низкую эффективность (порядка 20 %). Низкая успешность операций ограничения

водопритоков обуславливает поиск более эффективных изоляционных материалов и

способов. В работе предложен ряд водоизоляционных композиций как селективного, так и

неселективного действия на основе кремнийорганических соединений (КОС),

гидрофобных кремнийорганических жидкостей (ГКЖ), полимеров – поливиниловый

спирт (ПВС), отходов нефтехимического производства – тяжелая смола пиролиза (ТСП),

которые в результате проведенных лабораторных исследований и опытного внедрения

показали свою высокую эффективность.

Логическим развитием вышеназванной работы является публикация [42], в которой

приведены последние разработки авторов в области составов для ограничения

водопритоков в нефтяных и газовых скважинах. Среди разрабатываемых в настоящее

время гелеобразных композиций для выравнивания профиля приемистости привлекают

внимание составы на основе полиакриламидов. Авторами разработан состав для изоляции

пластовых вод, содержащий в качестве дисперсионной среды двухпроцентный водный

раствор унифлока (аналог гипана), в качестве гелеобразователя – десятипроцентный

водный раствор медного купороса, дополнительно в состав входит кремнийорганическая

жидкость (этилсиликат).

Разработанный состав является простым в изготовлении, технологичным,

предлагаемые реагенты доступны, поэтому он может быть рекомендован для

практического использования при проведении водоизоляционных работ.

Для высокотемпературных нефтяных и газовых скважин разработан

водоизоляционный состав, содержащий в качестве дисперсионной среды трехпроцентный

спиртовый раствор шестиводного хлорида кальция, а в качестве наполнителя – жидкое

стекло (силикат натрия). Применение жидкого стекла в условиях высоких температур

обусловлено хорошими фильтрующимися свойствами последнего, его химической

пассивностью. При высоких давлениях и температурах жидкое стекло практически не

вступает в химическое взаимодействие с породами пласта, но обладает хорошей адгезией

к ним.

49

Результаты лабораторных исследований в условиях, приближенным к пластовым,

дают основание рекомендовать составы на основе жидкого стекла и спиртового раствора

хлорида кальция к практическому применению в высокотемпературных скважинах. Для

усиления закупоривающего эффекта в высокопроницаемых водонасыщенных

суперколлекторах в композицию могут дополнительно вводиться алюмосиликатные

микросферы в объеме до пяти процентов от раствора хлорида кальция.

Подобного рода задачи решаются и авторами публикации [108]. Предлагается

способ селективной изоляции жестких пластовых вод, основанный на закачке в пласт

полимерной композиции, содержащий осадкообразующий реагент. При этом полимерная

композиция закачивается при скорости фильтрации, соответствующей дилатантному

течению. При дилатантном режиме течения дисперсная система поступает как в высоко-,

так и в низкопроницаемые интервалы, в то время как при ньютоновском и

псевдопластичном течениях – в основном в высокопроницаемые прослои. При этом из-за

высокого охвата призабойной зоны рабочей жидкостью, обеспеченного закачкой со

скоростью, соответствующей дилатантному режиму течения, фазовая проницаемость для

нефти увеличивается за счет снижения газонасыщенности и выноса тяжелых компонентов

нефти.

Способ исследован в лабораторных условиях, а также внедрен на двух скважинах

НГДУ «Быстринскнефть». Внедрение продемонстрировало положительные результаты: на

одной из скважин обводненность сократилась с 96 до 16 %, дополнительная добыча нефти

составила 36 т, на другой – с 93 до 80 %, дополнительная добыча нефти составила 713 т.

Сходные задачи решаются в изобретении [100], где вопрос изоляции притока

пластовых вод решается путем закачки водоизоляционных композиций в

водонасыщенную часть пласта и состава, блокирующего поступление этих композиций в

продуктивную часть пласта. Причем закачку водоизоляционных и блокирующих составов

производят раздельно посредством использования насосно-компрессорных труб и

дополнительных труб с пакером.

Использование слабоконцентрированных растворов полимеров акрилового ряда

для ограничения водопритоков в скважинах, обводненных подошвенной водой,

предлагается в изобретении [108]. Технология предусматривает последовательную

закачку раствора хлорида водорода, слабоконцентрированного раствора полимера

акрилового ряда и продавочной жидкости. Технология отличается тем, что первоначально

закачивают 0,1 – 0,5 %-ный раствор неионогенного поверхностно-активного вещества, а в

10 – 15 %-ный раствор хлорида водорода вводят добавку фторида водорода, создавая его

концентрацию в кислотном растворе 1 – 5 %-ной, и после закачки

50

слабоконцентрированного раствора полимера акрилового ряда 0,05 – 1,5 %-ной

концентрации в качестве продавочной жидкости закачивают 6 – 7 %-ный раствор хлорида

водорода. В качестве неионогенного поверхностно-активного вещества используют

неонол АФ9-12.

В области методов борьбы с активным напором подошвенных вод авторами работы

[6] для условий Восточно-Белебеевского и Троицкого месторождений Башкортостана был

предложен способ закачки газа в нижнюю нефтенасыщенную часть и в водоносную часть

пласта с целью понижения ее проницаемости для воды. Механизм процесса заключается в

том, что газ, как несмачивающая фаза, будет занимать наиболее крупные поры и трещины,

а под воздействием гравитационных сил аккумулироваться в верхней части пласта.

Эффект от нагнетания газа будет обуславливаться тем, что в случае его скапливания в

нижней водонасыщенной и в верхней водонасыщенной частях пласта до величины

предельной газонасыщенности, при которой он неподвижен, процесс конусообразования

резко снизится. Целесообразность такого подхода применительно к разработке нефтяных

оторочек была также показана на основе лабораторных и крупномасштабных

математических экспериментов [39, 159].

Ряд изобретений предлагают решение оптимизации выработки водоплавающих

залежей путем использования технических и технологических инструментов

регулирования разработки. В работе [114] предлагается технология последовательно-

циклической добычи нефти из продуктивного пласта, являющаяся частным случаем

совместно-раздельной эксплуатации скважин и представляющая собой первичную

откачку нефти из нефтенасыщенной части (при которой отбора воды не происходит);

затем производится отсечение нефтенасыщенной части пласта от канала транспортировки

и форсированный отбор воды с целью понижения пластового давления в водонасыщенной

части пласта с последующим переключением на откачку нефти.

В основе разработанной технологии лежит принцип распределения потоков

добываемой жидкости по фазам в пространстве и во времени, который осуществляется

изолированием водонасыщенной части пласта от ее нефтенасыщенной части путем

создания двух замкнутых объемов для каждой фазы с возможностью их

последовательного подключения к приему глубинного насоса. С этой целью

модифицируется исходная схема оборудования для эксплуатации скважин.

Принципиальным является установка пакера в межтрубном пространстве между

перфорированными участками ниже ВНК и в чисто нефтяной зоне, а также наличие

клапана, регулирующего потоки откачиваемых жидкостей (воды и нефти).

51

Авторы подчеркивают, что предложенной технологии присущи такие

преимущества, как значительное продление эффективного срока разработки залежи,

ведущего к увеличению конечного коэффициента нефтеотдачи и косвенно влияющего на

развитие будущих технологий, методов и способов воздействия на ПЗП,

совершенствование технических средств добычи, подготовки и транспорта нефти. Кроме

того, разработка продуктивного пласта в режиме раздельного отбора нефти и воды по

единому транспортному каналу, разнесенного по времени, позволяет получать на

поверхности безводную продукцию без сепарации, что исключает необходимость

использования дополнительных технических узлов и химреагентов.

Идея создания обратного нефтяного конуса также лежит в основе технологии,

предлагаемой в работе [155]. В этой технологии скважина имеет двойное заканчивание - в

нефтяной и водяной зонах. Наличие пакера позволяет осуществлять независимый отбор

воды с целью формирования обратного нефтяного конуса. Одновременно по НКТ

осуществляется отбор безводной нефти. Промысловые результаты применения данной

технологии подтверждают возможность реанимации сильно обводненных скважин на основе

предлагаемого подхода.

Изобретением [90] предлагается способ разработки водонефтяной залежи,

включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, отбор продукции из

добывающих скважин, создание системы контроля и регулирования давления между

нефте- и водонасыщенными частями пласта. Отличительной особенностью способа

является то, что давление в пласте поддерживают на уровне величин, обеспечивающих

установление статического уровня в приустьевой зоне добывающей скважины, откуда

производится периодический отбор нефти.

Способ разработки нефтяной залежи, подстилаемой водой, включающий

одновременно-раздельную откачку посредством нефтяных скважин нефти и пластовой

воды соответственно из нефтяной и водяной зон залежи с одновременной закачкой в

залежь воды посредством нагнетательных скважин предложен в работе [86]. Отличается

способ тем, что откачку пластовой воды производят из центральной области нефтяной

залежи с уровня подошвы водоносного пласта до образования области пониженного

давления и понижения уровня водонефтяного контакта таким образом, что область

перфорации нефтяных скважин оказывается выше уровня водонефтяного контакта. При

этом откачку нефти осуществляют из периферийных нефтяных скважин, причем

отработанную пластовую воду закачивают в водоносный пласт через нагнетательные

скважины, расположенные на границе водонефтяного контакта.

52

На основании анализа изложенных в данном параграфе технологий

водоограничения можно констатировать, что способы борьбы с подошвенной водой,

связанные с закачкой водоизолирующих составов в водонасыщенный коллектор, могут

быть достаточно эффективными для разработки водонефтяных зон, не осложненных

затрубной циркуляцией, газопроявлениями и т.п. К тому же в случае маломощного

нефтяного пласта, активных подошвенных вод и высокой степени гидродинамической

связи между ними, высокая степень эффективности водоизоляции без риска снижения

общей продуктивности скважины представляется маловероятной.

Изобретения по оптимизации выработки ВНЗ путем регулирования разработки

представляются более универсальными в плане возможного технологического эффекта

при всех типах ВНЗ, однако нерешенными остаются вопросы высокой трудоемкости этих

технологий, а также объективной оценки их эффективности. Анализ рассмотренных

технологий ограничения водопритока показал, что все они обладают как достоинствами,

так и определенными недостатками, поэтому утверждать о том, что они универсальны

нельзя.

1.9.2. Способы оптимизации разработки водонефтяных зон изменением интервалов

перфорации флюидосодержащих коллекторов

Местоположение интервала перфорации относительно начального и текущего

положений водонефтяного контакта является одним из основных факторов,

определяющих динамику обводнения скважин, вскрывших ВНЗ. Поэтому изменение

(регулирование) этого параметра в процессе разработки может повысить эффективность

отбора запасов водонефтяных зон.

Авторами патента [97] предлагается способ разработки нефтяной залежи при

наличии водонефтяного контакта, отличающийся тем, что вначале перфорируется

интервал обсадной колонны ниже ВНК, после чего производится форсированный отбор

воды с максимально возможной депрессией до появления в ней нефти и создания

нефтеводонасыщенной зоны. После этого производят изоляцию первоначально

перфорированного интервала и перфорируют колонну уже выше первоначальной линии

ВНК в нефтенасыщенной части пласта. Отбор нефти производится в дальнейшем с

минимальной депрессией на пласт, что позволяет максимально снизить интенсивность

конусооборазования воды в призабойной части пласта.

В работе [115] описывается способ изоляции подошвенной воды при разработке

тонких нефтяных пластов путем создания искусственного экрана, позволяющего

производить отбор, в отличие от стандартных технологий, из переходной зоны вода-нефть

53

с последующей закачкой состава для селективной водоизоляции. Производится

перфорация переходной зоны и производится форсированный отбор жидкости. При этом

происходит конусообразование нефти сверху и воды – снизу. После этого производится

закачка водоизоляционного состава, основой которого может быть пиролизная смола

(отход нефтехимии). Наличие в смоле олефиновых структур, способных к полимеризации,

приводит к образованию в пластовых условиях продукта, растворимого в нефти. В то же

время это прочная высоковязкая тампонирующая масса при контакте с водой. После

закачки водоизолирующего состава производится дополнительная перфорация выше

существующей и начинается отбор жидкости. При этом приток жидкости будет

происходить из верхней части переходной зоны, где нефтенасыщенность максимальна.

Татарскими нефтяниками запатентован ряд изобретений по способам разработки

нефтяных залежей, подстилаемых подошвенной водой. Так, авторами технологии [96]

предлагается способ изоляции водонасыщенных пластов эксплуатационных скважин,

включающий следующую последовательность операций: спуск и цементирование

обсадной колонны, вторичное вскрытие водонасыщенного и нефтенасыщенного пластов,

временную кольматацию нефтенасыщенного пласта, затем изоляцию водонасыщенного

пласта и вскрытие нефтенасыщенного пласта декольматацией. Способ отличается тем, что

вторичное вскрытие водо- и нефтенасыщенного пластов производят фрезерованием

обсадной колонны, а после произведения временной кольматации нефтенасыщенного

пласта дренируют водонасыщенный пласт с последующей изоляцией его

цементированием призабойной зоны, приходящейся на водонасыщенный интервал, и

гидромониторной обработкой его приствольной зоны с оставлением цементного моста

между водо- и нефтенасыщенными пластами.

В карбонатных коллекторах для увеличения дебитов скважин часто используют

солянокислотные обработки. Однако при наличии подошвенной воды они нередко приводят

к росту обводненности добываемой продукции вследствие улучшения проводимости трещин

вертикальной ориентации. В работе [120] предложена технология проведения

солянокислотных обработок в карбонатных коллекторах, подстилаемых подошвенной водой,

позволяющая устранить данные осложнения. Установка пакера в затрубном пространстве

позволяет осуществлять циркуляцию кислотного раствора в требуемом интервале

заколонного пространства при невысокой репрессии на пласт. В результате увеличение

диаметра скважины происходит без создания каналов связи с подошвенной водой. Авторы

получили положительные результаты от внедрения данной технологии на ряде скважин

Мишкинского месторождения.

54

Авторами из ТатНИПИнефть был предложен способ разработки залежей нефти в

трещиноватых пластах с подошвенной водой [88]. Способ включает вскрытие

водонасыщенной и нефтенасыщенной частей пласта, закачку воды через нагнетательные

скважины и отбор одновременно нефти и воды через добывающие скважины. Способ

отличается тем, что с целью увеличения коэффициента нефтеотдачи и уменьшения

отборов воды, до вскрытия водонасыщенной части пласта отбор продукции ведут из

нефтенасыщенной части до образования вокруг добывающих скважин конусов воды.

После этого вскрывают водонасыщенную часть пласта перфорацией, осуществляют

одновременный отбор нефти и воды из пласта до опускания конуса воды с последующим

цементированием водонасыщенной части пласта. По мере выработки пласта циклы

повторяют.

Развитием идей изобретения [90] является работа [94]. Предлагаемая технология

также включает в себя закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор

нефти через добывающие, создание системы контроля и регулирования давления между

нефте- и водоносными частями пласта, поддержание давления в пласте на уровне

величин, обеспечивающих установление статического уровня в приустьевой зоне

добывающих скважин, и периодический отбор нефти. Однако способ отличается тем, что

под отбор нефти выбирают добывающие скважины, имеющие повышенные

гипсометрические отметки пласта, причем из стволов этих скважин удаляют задавочную

жидкость, заполняют их нефтью этой же залежи, и вторично вскрывают кровельную часть

продуктивного пласта в этой среде. При этом формируются перфорационные отверстия

глубиной, превышающей толщину закольматированной зоны, при этом при отборе нефти

используют ствол скважины от устья как резервуар для отстоя и накопления нефти.

Подводя итог данному параграфу, необходимо отметить, что технологии,

связанные с изменением интервалов отборов пластовых жидкостей по продуктивному

разрезу в процессе эксплуатации скважин с подошвенными водами представляются

перспективными, но опять же в случае отсутствия прочих осложняющих факторов. С

другой стороны, дополнительное энергетическое воздействие на крепь скважины,

неизбежное при проведении перестрела пластов и иных операций, связанных со

вторичным вскрытием, увеличивает вероятность возникновения осложнений. К тому же

эффективность описанных выше технологий будет неизбежно уменьшаться в процессе

разработки месторождения.

55

1.9.3. Повышение эффективности разработки ВНЗ технологией бурения и

обустройства скважин

Ряд запатентованных решений по способам изоляции пластовых вод при

разработке водонефтяных зон как обычными (условно-вертикальными), так и

горизонтальными скважинами, предложены западно-сибирскими учеными С.К. Сохошко,

С.И. Грачевым, Р.И. Медведским и другими [92, 98]. Вопросам применения технологий

горизонтального бурения при разработке водоплавающих залежей посвящены публикации

[100, 116]. Суть изобретений сводится к строительству многозабойных горизонтальных

скважин, причем один из горизонтальных стволов располагают в водонасыщенной части

пласта, другой - в нефтенасыщенной, а третий – в переходной зоне, после чего добыча

пластовой жидкости оптимизируется дебитами или местоположением отдельных стволов.

Учеными из Российского межотраслевого научно-технического комплекса

«Нефтеотдача» (г. Москва) предложен ряд технологий разработки водоплавающих

залежей, также основанный на бурении горизонтальных участков добывающих скважин в

пределах нефте- и водонасыщенных интервалов коллектора [89, 91, 95]. Все технологии

предполагают закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти и

воды через добывающие, однако отбор воды и нефти предполагается осуществлять

разными скважинами.

Отличительным признаком изобретения [89] является назначение местоположения

двух добывающих скважин из условия совпадения границ их областей питания с

положением водонефтяного контакта, а отбор жидкостей из них производится с дебитами,

определенными из условия сохранения положения ВНК во времени.

Особенностью изобретения [91] является одновременный отбор жидкости из

первой и второй скважин при прохождении границы раздела их областей питания по

водяной зоне, причем дебиты скважин определяются условием сохранения положения

границы раздела областей питания скважин, которое определяется многочленным

уравнением, в которое входят параметры общей толщины пласта, положения границы

раздела областей питания, расстояний первой и второй скважин от границы пласта.

Спецификой способа разработки водоплавающей нефтяной залежи [95] является

разработка залежи в два этапа при прохождении границы раздела областей питания

скважин по нефтяной зоне. На первом этапе разработку ведут отбором жидкостей из

первой и второй скважин с дебитами, определенными из условия сохранения положения

границы раздела областей питания до истощения части нефтяной зоны, относящийся к

области питания нефтяной скважины. На втором этапе разработку ведут продолжением

отбора из нефтяной скважины и переводом водяной скважины на меньший дебит, и(или)

56

отключением водяной скважины, и (или) переводом водяной скважины под нагнетание,

причем положение границы раздела областей питания скважин определяется из

многочленного уравнения, в которое входят те же параметры, что и в изобретении [92].

Оптимизацией техники и технологии разработки водоплавающих залежей

занимался В.И. Смирнов (ООО «ПЭТЭнефтегаз», Волгоград). Им предложена

двухфильтровая конструкция забоя скважины для использования в изотропных

высокопроницаемых пластах с большой нефтенасыщенной толщиной. Скважину

рекомендуется бурить как минимум до начального ВНК, а пласт вскрывать в зоне ВНК и в

прикровельной части [113]. Так как продолжительная стабильная эксплуатация скважин с

постоянной низкой депрессией на пласт практически нереальна и нецелесообразна, в

скважинах, вскрывших лишь верхнюю часть пласта, повышенная депрессия

интенсифицирует образование конуса и прорыв подошвенной воды. В скважине с

двухфильтровой конструкцией забоя депрессия проявится в обоих вскрытых интервалах,

приток жидкости из них будет пропорционален коэффициентам продуктивности с учетом

столба воды между фильтрами. Депрессия на нижний интервал будет способствовать

замедлению роста высоты конуса, а повышающаяся обводненность продукции при работе

фонтанных скважин «автоматически» уменьшит чрезмерную депрессию. В случае

прорыва воды по конусу обводнения и остановки такой скважины, вследствие различий в

плотности воды и пластовой продукции в системе пласт-скважина возникнут перепады

давления, проявляющиеся как движущие силы поглощения воды из ствола остановленной

скважины пластом через нижний фильтр, что повышает охват пласта вытеснением.

Периодический режим эксплуатации двухфильтровой скважины с остановками на

время поглощения воды из ствола пластом через нижний фильтр дает возможность

продлить период фонтанной добычи на водоплавающих залежах вплоть до полной

выработки запасов. Для предотвращения возможных отрицательных эффектов между

фильтрами достаточно смонтировать обратный клапан. Кроме полезного использования

движущих сил, двухфильтровая конструкция позволяет дополнять эти силы подводом

энергии из других пластов или искусственно созданной энергией.

Таким образом, большинство из вышеприведенных технологий предполагают

наличие переходной водонефтяной зоны и явно выраженного водонефтяного контакта для

реализации механизмов эффективного регулирования разработки. Кроме того, серьезные

ограничения на применение вышеназванных технологий накладывает фактор достаточной

эффективной мощности и литологической выдержанности продуктивного

нефтенасыщенного пропластка, что на практике не всегда выдерживается.

57

1.9.4. Комплексные технологии водоизоляционных работ на обводненном фонде

скважин

Приведенный обзор ряда существующих технологий и способов эксплуатации

нефтяных залежей в водонефтяных зонах продемонстрировал их достаточно высокую

эффективность при водоограничении притока и активностью подошвенных вод в ряде

случаев разработки. С другой стороны, та или иная технология в отдельности не может

решить весь спектр проблем, связанных с особенностями отбора запасов нефти с

активными подошвенными водами или газовой шапкой. Очевидно, что для успешной

разработки ВНЗ необходим комплексный дифференцированный подход к анализу

разработки каждой залежи и эксплуатационной скважины и выработке рекомендуемых

геолого-технологических мероприятий. Дифференцированность должна обеспечиваться

детальным рассмотрением особенностей геологического строения и степени

выработанности запасов по каждой рассматриваемой скважине, а комплексность

достигаться комбинацией нескольких технологий, наиболее уместных и эффективных для

данного случая. Ниже приводится несколько примеров подобного комплексного подхода

к решению рассматриваемой проблемы.

В работе [59] приводится обзор комплекса методов предупреждения

конусообразования воды и газа вследствие деформации водо-(газо-)нефтяного контактов.

Важнейшими из них являются перфорационное вскрытие колонны на достаточно

большом расстоянии от ГНК или ВНК (по И.А. Чарному, А.П. Телкову, интервал

перфорации должен находиться в пределах 0,3 – 0,5 общей нефтенасыщенной толщины в

зависимости от степени анизотропии пласта); вскрытие водоносного пласта в тонких

оторочках нефти для создания обратного конуса воды; периодическое закрытие скважины

с целью «растекания» конуса или установление режима работы, соответствующего

предельно-устойчивому положению конусов; метод «гашения» конусов путем закачки

тяжелой нефти в призабойную зону; методы создания непроницаемых или динамических

экранов. Для случая ограничения прорыва подошвенной воды способом создания

жесткого непроницаемого экрана, приводятся полученные ранее другими авторами

примерные расчетные формулы определения предельных безводных дебитов.

Рекомендуется использование так называемых псевдопластиков (полимерно-

гелевых систем), реологические и фильтрационные свойства которых зависят от

термобарических условий пласта, типа пластовых вод и темпа нагнетания в пласт

псевдопластика. Экспериментальные исследования физико-химических свойств реагента

«темпоскрин», разработанного в ГАНГ им. И.М. Губкина, показали его следующие

преимущества:

58

- полимер-гелевые системы на основе темпоскрина обладают достаточно высокой

тампонирующей эффективностью; технология их закачки в пласт проста и не

требует дополнительных реагентов-сшивателей;

- механизм снижения проницаемости обводненного пропластка основывается на

псевдопластических свойствах указанных систем и способности гелевых частиц

разбухать в пресной воде;

- тампонирующие свойства растворов темпоскрина в диапазоне температур 20-80 ºС

и скоростей деформации 15-1312 с-1 практически не изменяются.

В публикациях [105,138] дается комплексная программа снижения обводненности

скважинной продукции для условий пласта АВ4-5 Самотлорского месторождения. В

работе проведен анализ состояния разработки рассматриваемого эксплуатационного

объекта. Данная залежь характеризуется обширной водонефтяной зоной, занимающей

90% площади, где сосредоточено около 70% начальных запасов нефти. В ВНЗ большая

часть закачиваемой воды уходит в водонасыщенную часть разреза с опережающим

продвижением по нижним интервалам. Промывая переходную зону, вода способствует

перемещению ВНК к кровельной части разреза. Однако это способствует

аккумулированию части нефти в кровельной части пласта между добывающими

скважинами. Приводятся данные о том, что даже на участках площади с обводненностью

свыше 90 %, в зонах сводовой части залежи на расстоянии между скважинами более 200 м

остаются незаводненными не менее 50 % нефтенасыщенных толщин.

Таким образом, при сложившимся характере выработки, доизвлечение остаточных

запасов нефти связано с огромными объемами попутно добываемой воды, которые

обусловлены:

- образованием конусов обводнения в результате возникновения воронок депрессии и

неравномерным подъемом ВНК;

- недостаточным охватом заводнения прикровельных зон, что также обуславливает

длительный процесс доизвлечения нефти при высокой обводненности;

- наличием высокопроницаемых промытых интервалов пласта.

Авторами предлагаются варианты решения проблемы, разработанные на

предприятии ОАО «СибИНКОР»:

- адресный перевод скважин, выполнивших проектное назначение, с нижележащих

горизонтов с установкой слабопроницаемых блокад-экранов (УБЭ) на границе

вода-нефть;

- селективная изоляция обводнившихся высокопроницаемых интервалов в

добывающих скважинах;

59

- систему воздействия на добывающие скважины путем использования на

нагнетательных скважинах потокоотклоняющих технологий, а также посредством

ввода рабочих агентов (гелеобразующих или полимерных композиций) в пласт

через бездействующие скважины, расположенные вблизи от реагирующих

добывающих скважин, с целью приближения к ним зон воздействия – так

называемый способ «транзит оторочек к добывающим скважинам» (ТОД).

Данная методология на основании соответствующей патентной поддержки

внедрялась, начиная с 1993 года. На основании материалов публикаций, реализация

адаптированных к конкретным геолого-промысловым условиям технологий ограничения

притока воды дала ощутимые результаты и может являться важным направлением

увеличения добычи нефти путем уменьшения содержания воды в продукции скважин.

1.9.5. Возможность применения сверлящих перфораторов ПС-112

В последнее время, в связи с вводом в разработку трудноизвлекаемых запасов

нефти, вопросам повышения качества первичного и вторичного вскрытия продуктивных

пластов уделяется значительное внимание. Это связано с тем, что от качества данных

операций зависят не только показатели эксплуатации отдельных скважин (проблемы

освоения, дебиты, обводненность, особенно в ВНЗ, технико-экономические показатели,

связанные с необходимостью проведения обработок призабойных зон и

водоизоляционных работ и т.д.), но и показатели разработки всей залежи в целом (темпы

отбора нефти, система заводнения, плотность сетки скважин, текущая и конечная

нефтеотдача).

Как правило, во многих случаях первичное вскрытие пластов осуществляется все

еще на глинистых растворах или с использованием технических и сточных вод,

загрязняющих и кольматирующих поры и трещины как на стенках самой скважины, так и

в призабойной зоне пласта. Вторичное вскрытие продуктивных пластов в скважине чаще

всего осуществляется прострелом эксплуатационных колонн перфораторами различного

типа и, как правило, с использованием тех же самых жидкостей, что и при первичном

вскрытии.

Недостатком использования перфораторов взрывного действия, как отмечается в

работе [47] «является то, что при этом создаются высокие давления (280,0 МПа) и

температура (3000 0С), в результате чего происходит растрескивание цементного кольца

за пределами интервала перфорации, создаются благоприятные условия для

проникновения воды и скважины быстро обводняются». Кроме того, при высоких

давлениях и температурах стенки перфорационных каналов могут уплотняться,

60

оплавляться и кольматироваться жидкостями перфорации, а вязкость нефти

увеличивается.

Еще одним недостатком существующих технологий первичного вскрытия пласта

по данным работы [80] является то, что « спуск колонны производится на больших

скоростях (гидравлические удары на пласт), закачка цементного раствора для крепления

скважин идет через низ колонны до устья при больших противодавлениях на пласт (10-20

МПа). При этих операциях происходит проникновение фильтрата (воды) из раствора в

призабойную зону пласта на 10-25 м, кольматация стенки скважин, появляются

трещины». При этом задавливание цементного раствора в наиболее проницаемые

разности пористой среды и в трещины на значительную глубину дополнительно ухудшает

коллекторские свойства в призабойной зоне пласта.

В результате всех этих негативных воздействий на пласты при первичном и

вторичном вскрытии нефтенасыщенность в призабойной зоне скважин уменьшается на

25-30 %, соответственно, снижается фазовая проницаемость по нефти в 7 – 10 раз; в 3 – 6

раз сокращаются дебиты по нефти по сравнению с потенциально возможными [31].

Таким образом, основными направлениями улучшения качества вскрытия пластов-

коллекторов являются:

- применение новых жидкостей первичного и вторичного вскрытия пластов,

снижающих (или исключающих) проникновение в поровые каналы их фильтратов,

а при контакте с глинистой фазой коллектора – предотвращение её набухания,

уменьшение возможности образования эмульсий различного типа и т.п.;

- использование технологий вскрытия продуктивных пластов на равновесии или

депрессии;

- сочетание вскрытия продуктивных коллекторов с одновременным проведением

обработок призабойных зон пласта для очистки пористой среды (и трещин) от

загрязняющих твердых и жидких веществ при пониженных забойных давлениях.

Улучшение качества при первичном и вторичном вскрытии продуктивных пластов

напрямую связано с применяемыми при этом жидкостями и технологиями вскрытия. В

таблице 1.4 приведены современные методы, применяемые в ОАО «Татнефть» [80]. К

сожалению, многие растворы для первичного вскрытия пластов, хотя и повышают

продуктивность скважин на 50÷60 %, не нашли промышленного применения из-за

высокой трудоемкости работ [80]. Тем не менее, работы по созданию новых буровых

растворов продолжаются. Так, например, в КогалымНИПИнефть разработан полимерный

буровой раствор «Порофлок» [71]. При его применении удельный коэффициент

продуктивности опытных скважин с низкопроницаемыми коллекторами (0,020 мкм2) в 3

61

раза выше, чем в базовых скважинах с такой же проницаемостью. В этой же работе

отмечается, что «анализ результатов испытания скважин в открытом стволе, данные

освоения и эксплуатации скважин показали, что при использовании нового полимерного

раствора качество вскрытия пластов повышается по всем основным показателям,

существенно увеличивается дебит скважин, достигается значительный экономический

эффект. На месторождениях ООО «ЛУКойл-Западная Сибирь» этот раствор внедрен при

заканчивании 184 скважин». В состав малоглинистого полимерного бурового раствора

«Порофлок» входят полимеры, кислоторастворимый кольматант, смазывающие и другие

добавки.

Таблица 1.4.

Методы первичного и вторичного вскрытия пластов

Первичное Вторичное 1. Растворы на углеводородной основе – РУО

1. Перфорация кумулятивная – ПК

2. Гидрофобные эмульсионные растворы – ГЭР

2. Бескорпусные перфораторы – ПКС, ПКРУ

3. ТЖУ-1, ТЖУ-2 3. Гидромеханическое вскрытие пластов 4. Полимерные растворы 4. Бесперфораторное вскрытие пластов –

ОРВ 5. Равновесное бурение 5. Сверлящие перфораторы типа ПС-112 6. Вскрытие на депрессиях 6. Гидропескоструйная перфорация – ГПП 7. Вскрытие аэрацией воздуха 7. Глубокопроникающая перфорация 8. Вскрытие пенными системами 8. Вертикально-щелевая перфорация 9. Другие виды перфораторов

В ТатНИПИнефть разработана технология для защиты проницаемых каналов

продуктивных пластов от блокирования буровым раствором и тампонажной смесью в

процессе строительства скважин [133] – метод последовательной локальной изоляции

профильными перекрывателями продуктивных пластов по мере их вскрытия,

позволяющий в 1,5 – 2 раза увеличить продуктивность скважин. В работе [133]

отмечается, что «суть технологии заключается в том, что скважину до кровли

продуктивного объекта бурят долотом диаметром 215,9 мм. Затем спускают и

цементируют 168 мм эксплуатационную колонну. Вскрытие продуктивного пласта

осуществляют на равновесии долотом диаметром 146 мм с последующим креплением его

профильным перекрывателем-хвостовиком без цементирования.

Разработана технология защиты возвратных продуктивных пластов от

блокирования их проницаемых каналов буровым раствором и тампонажной смесью. По

этой технологии все вышележащие продуктивные пласты сразу по мере их вскрытия

62

изолируют профильным перекрывателем ОЛКС-216 без уменьшения диаметра ствола

скважины. Вскрытие и крепление эксплуатационного объекта может быть осуществлено

по одной из технологий, в том числе спуском профильного хвостовика без

цементирования.

В процессе внедрения разработанных технологий получены значительные

положительные результаты. Так, на ряде скважин, где была применена технология

крепления продуктивного пласта без цементирования, средний дебит на 70 % превышал

дебит скважин, построенных с тех же площадок по стандартной технологии – со спуском

и цементированием эксплуатационной колонны до подошвы продуктивного пласта».

В настоящее время расширяются работы по созданию новых тампонажных

растворов, позволяющих, с одной стороны, увеличить качество крепления

эксплуатационных колонн и герметичность цементного кольца, а с другой стороны,

улучшить разобщение пластов, создать более упрочненные цементные перемычки в

заколонном пространстве, в том числе для изоляции водоносных интервалов, на базе

использования осадкообразующих, гелеобразующих и твердеющих тампонажных систем

с применением расширяющихся цементов.

Вторичное вскрытие продуктивных коллекторов в последние годы, как правило,

осуществляется несколькими основными способами перфорации скважин:

- кумулятивными перфораторами;

- механическими сверлящими;

- механическими щелевыми;

- гидромеханическими щелевыми;

- бесперфорационное вскрытие пластов.

На недостатки кумулятивной перфорации указывается в работе [80]: « в

большинстве случаев первопричиной преждевременного обводнения скважин является их

перфорация, приводящая к разрушению цементного камня в заколонном пространстве и

улучшающая условия для проникновения в интервал перфорации воды из близлежащих

водоносных пластов», из-за ухудшения сцепления цементного камня с колонной труб и

образования в нем системы трещин.

Институтом «ТатНИПИнефть» совместно с ОАО «Татнефть» была разработана

технология бесперфораторного вскрытия продуктивных пластов [47] с использованием

фильтров с магниевыми заглушками. Наибольшая эффективность этого способа была

получена в карбонатных коллекторах. В целом при бесперфораторном вскрытии

снижаются затраты времени и средств на вскрытие пластов по сравнению с другими

способами в 2 – 3 раза, при этом успешно сочетаются кислотная и другие виды ОПЗ,

63

продолжительность освоения скважин сокращается более чем в три раза, и

продуктивность пластов увеличивается в два раза при возрастании безводного периода

эксплуатации в 3 – 4 раза.

К недостаткам способа относится малое число отверстий (не более двух отверстий

на один погонный метр), что явно мало для вскрытия продуктивных пластов с высокой

послойной неоднородностью по проницаемости и высокой расчлененностью.

Механические и гидромеханические щелевые способы перфорации скважин

широкого применения пока не нашли, хотя эффективность их применения для вскрытия

колонн в щадящем режиме несомненна, особенно при проведении работ по капитальному

ремонту скважин.

В последнее десятилетие во многих нефтедобывающих регионах России все

большее применение находит способ сверления колонн перфоратором ПС-112 и его

последующих модификаций, разработанный в ОАО НПП ВНИИГИС [129].

В сравнении с пулевой, кумулятивной и гидропескоструйной перфорацией,

которые разрушают цементную крепь воздействием выстрела или взрыва, либо высоким

гидравлическим давлением скоростных струй, сверлящая перфорация обладает

следующими преимуществами:

1. Более высокая степень избирательности при вскрытии сложнопостроенных

коллекторов или пропластков малой мощности.

2. Сохранение целостности обсадных труб и цементного камня способствующее

добыче малообводненной нефти при освоении объектов с близкорасположенными

водоносными пластами и снижению газового фактора, когда близко залегают

газоносные пласты.

3. Не вызывает ухудшения естественных фильтрационных свойств продуктивных

пластов.

4. Обеспечивает увеличение эффективной мощности пласта за счет приближения

нижнего перфорационного отверстия к ВНК.

5. Сокращает применение ВВ и исключает проблемы связанные с их

транспортировкой и хранением, обеспечивает безопасность проведения работ даже

в ночное время. Исключает простой скважины в ожидании подвоза ВВ.

6. Допускает транспортировку аппаратуры на воздушном транспорте.

7. Сокращает количество перфорационных отверстий за счет увеличения

фильтрационной поверхности перфорационного канала.

8. Исключает необходимость остановки скважин, соседних с перфорируемой, при

кустовой эксплуатации месторождений.

64

9. Гарантирует регистрацию проведения перфорации по каждому отверстию путем

записи проходки сверла во времени и изменения нагрузки электродвигателя по

току (выдача паспорта на каждое отверстие). Интерпретация записи проходки и

тока нагрузки позволяет также судить о наличии или отсутствии цемента за

колонной, контролировать процесс сверления колонны, цемента и породы.

10. Не загрязняет окружающую среду, являясь экологически чистым мероприятием,

так как не связан с необходимостью производства взрыва на поверхности

несработавших зарядов.

Сверлящий перфоратор ПС-112 унифицирован со сверлящим керноотборником

СКТ-3 в части электропривода и наземной аппаратуры управления и системы передачи

электроэнергии по каротажному кабелю.

Таблица 1.5.

Технические характеристики аппаратуры сверлящего перфоратора ПС-112

Диаметр обсадных труб, мм 146 и 168

Максимальная температура окружающей среды, 0 С 120

Максимальное давление окружающей среды, МПа 68

Максимальное число сверлений за спуск 30

Размеры перфорационного канала:

Диаметр, мм 15

Длина, мм 55

Время высверливания перфорационного канала, мин 2 – 5

Напряжение питания пульта управления трехфазного тока, В 380

Потребляемая аппаратурой мощность, кВт 2,0

Максимальная глубина спуска перфоратора в скважину, м

с трехжильным кабелем 5000

с семижильным кабелем 6000

Габаритные размеры скважинного прибора, мм

диаметр 112

длина 2300

Масса скважинного прибора, кг 80

Кроме того, с целью совершенствования вскрытия продуктивных пластов была

разработана технология сверлящей перфорации по периметру обсадной колонны путем

поворота перфоратора вокруг оси на определенный угол после каждого сверления с

помощью модуля углового ориентирования МУО-1.

65

Перфораторы типа ПС-112 создавали глубину перфорационного канала равную 55

мм. Основным недостатком ПС-112 была малая глубина перфорационных каналов. В

связи с этим, была проведена модернизация перфоратора, позволившая увеличить этот

параметр до 70 мм (ПС-112/70). За один спуск максимальное число отверстий достигает

30 штук при времени высверливания одного канала 2 – 5 минут.

Всего с момента внедрения сверлящей перфорационной аппаратуры типа ПС-112,

ПС-112 М, ПС-112/70, работы по этой технологии были выполнены более чем в 2000

скважин [129]. Сверлящие перфораторы ПС-112 и ПС 112/70 нашли широкое применение

на промыслах Башкортостана, Татарстана, Оренбургской, Пермской, Самарской и

Саратовской областей, Удмуртии, Европейского севера России, Западной и Восточной

Сибири, Якутии, Узбекистана. Пять комплектов ПС-112 работает на промыслах

Дациннефть КНР [129].

Промышленный выпуск сверлящих перфораторов осуществляется с конца 80-х

годов опытным производством ВНИИГИС, совместным производством ВНИИГИС и

ядерного центра г. Сорова, НПФ «ЭРГИС», а также КТБ «Азимут» при УГНТУ.

За время внедрения сверлящих перфораторов накоплен большой опыт работы,

показавший большую эффективность при вторичном вскрытии пластов.

По данным геологической службы АНК «Татнефть» из нескольких сот скважин,

проперфорированных сверлящими перфораторами, было отобрано 40 скважин, к которым

для сравнения были подобраны близко расположенные скважины с аналогичными

характеристиками пластов, вскрытых кумулятивной перфорацией. Сопоставление

результатов показывает значительное улучшение показателей при сверлящей перфорации:

содержание воды в продукции меньше в 43 % скважин, одинаково в 37 % и больше в 8 %

скважин; удельная накопленная добыча больше в 58 %, одинакова в 22 % и меньше в 8 %

скважин.

Совместно с геологической службой АНК «Татнефть» по всем НГДУ проведен

анализ около 1000 скважин, вскрытых сверлящей и кумулятивной перфорацией в

сопоставимых условиях. По результатам анализа проведен подсчет коэффициента

удельной продуктивности по всем скважинам. Выявлено, что сверлящая перфорация

позволяет увеличить коэффициент удельной продуктивности за счет снижения

обводненности продукции в среднем в два раза [129].

Нарушение целостности цементного камня на большом протяжении от места

кумулятивной перфорации, как показывают замеры АКЦ, приводят к значительной

обводненности скважин. При прорыве соседних вод по трещинам в цементе или прорыву

66

газа в подгазовые нефтяные пласты, в результате чего возможно снижение или полное

прекращение добычи нефти.

Сверлящие перфораторы внедрены на ряде месторождений Западной Сибири:

Лянторском, Тарасовском, Урьевском, Федоровском, Покачевском и других, где одной из

проблем является качественное разобщение нефтеносных, газоносных и водоносных

пластов.

Работы в ОАО НПП «ВНИИГИС» над увеличением глубины перфорационных

каналов продолжаются и в настоящее время, поскольку из-за эксцентричного

расположения труб в скважине, глубокой кольматации пласта и ряда других причин,

может произойти снижение качества вскрытия и даже полное отсутствие связи между

пластом и скважиной [142]. Перфоратор нового поколения ПГСП разработан также в ОАО

НПП «ВНИИГИС» и прошел приёмочные испытания. Техническая характеристика

перфоратора ПГСП приведена в следующей таблице [142]:

Таблица 1.6.

Основные технические характеристики сверлящего перфоратора ПГСП:

Источник питания – трехфазный переменный ток:

Напряжение, В 380

Потребляемая мощность, кВА 3,2

Диаметр перфорационного канала, мм 20

Выход сверла, мм 120

Время сверления одного перфорационного канала, мин. 15

Габаритные размеры скважинного прибора ПГСП:

Длина, мм 2710

Диаметр, мм 112

Масса скважинного прибора, кг 100

По данным работы [142] применение ПГСП «позволяет выполнить

перфорационные каналы глубиной до 120 мм и диаметром 20 мм. Отличительной

особенностью прибора является гибкая система передачи крутящего момента и осевой

нагрузки на режущий инструмент. Работы, проведенные на скважинах АНК «Башнефть» и

ОАО «Татнефть», показывают, что время сверления канала составляет 15-20 минут,

максимальное количество сверлений 9 каналов за спуск. В настоящее время проводится

опытно-промышленная эксплуатация аппаратуры».

Таким образом, в технологии строительства скважин, особенно для залежей нефти

с трудноизвлекаемыми запасами (в том числе ВНЗ), необходимо переходить на новые

67

буровые растворы и жидкости перфорации, опыт применения которых имеется как в

Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, так и в Западной Сибири. Накопленный

опыт применения сверлящих перфораторов ПС-112/70 и ПГСП позволяет рекомендовать

их для вскрытия пластов с подошвенной водой для любых типов коллекторов, и, в первую

очередь, для карбонатных пластов с развитой системой вертикальных трещин и для

терригенных коллекторов с небольшой нефтенасыщенной толщиной.

1.10. Выводы к разделу.

Таким образом, комплексный дифференцированный подход к проблемам

разработки нефтяных залежей, осложненных активными пластовыми водами, требует

дальнейшего развития, детализации и совершенствования для конкретных геолого-

промысловых условий.

Приведенный в разделе анализ теоретических и экспериментальных исследований,

промыслового опыта и существующих технологий оптимизации разработки

водонефтяных зон позволяет сделать следующие выводы.

1. Накопленный опыт разработки нефтяных месторождений с водонефтяными

зонами показывает, что залежи с ВНЗ обычно характеризуются менее привлекательными

технико-экономическими показателями разработки. Такие объекты разработки отличаются

значительной обводненностью добываемой продукции, пониженными величинами

коэффициентов извлечения нефти, длительным сроком окупаемости затрат в связи с низкими

значениями накопленных объемов добытой нефти по скважинам.

2. Задача оптимизации разработки водоплавающих залежей является

многокритериальной, так как полнота и интенсивность выработки запасов из ВНЗ

обусловлена рядом взаимосвязанных геологических, технических и технологических

факторов.

3. Ряд оптимизационных и технологических задач, связанных с особенностями

разработки обширных водонефтяных зон площадного развития и малой нефтенасыщенной

толщины, технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов, подстилаемых водой,

установления режимов отбора нефти и технологии их осуществления, разработки и

испытания новых технологий отбора в добывающих скважинах, требуют дальнейшего

совершенствования и развития.

4. Механизм физико-химических процессов, протекающих в коллекторе при

разработке водонефтяных зон и динамики изменения водонефтяного контакта во времени

изучен не достаточно полно, в особенности процесс моделирования вскрытия пласта

перфорацией.