Материал: Анализ характеристик обводнения нефтедобывающих скважин на Южно-Сосновском месторождении

Наличие таких каналов позволяет воде перетекать из заколонного пространства в затрубное пространство. Второй причиной является возникновение «пустот» в заколонном пространстве из-за выноса песка.

Термометрия или кислородно-активационный каротаж WFL для определения заколонных перетоков могут определить данные потоки воды. Основным решением является применение изолирующих жидкостей, например, закачка высокопрочного цемента или смолистых полимеров в затрубное пространство, либо менее прочных жидкостей на гелевой основе, закачиваемых в пласт для остановки притока в затруб. Особенно важным является точное размещение реагентов, которое обычно осуществляется путем применения установок ГНКТ.

2.1.3 Движение водонефтяного контакта

Постоянное движение ВНК вверх, в зону перфорации скважины, в ходе эксплуатации в водонапорном режиме, может привести к нежелательному прорыву воды (рисунок 2.3).

- нефть, 2 - вода, 3 - перфорационные отверстия

Рисунок 2.3 Движение ВНК

Такое явление имеет место при очень низкой вертикальной проницаемости. Поскольку площадь притока (зона дренирования) велика, а скорость движения ВНК вверх мала, то подъем ВНК может происходить и при очень низкой природной вертикальной проницаемости (менее 0,01 мД). В скважинах с более высокой вертикальной проницаемостью (Кв>0,01 Кг) более характерным является конусообразование и другие проблемы, обсуждаемые ниже. На самом деле, движение ВНК можно считать частным случаем конусообразования, но тенденция к конусообразованию настолько мала, что водоизоляция в прискважинной зоне может быть эффективна.

В теоретических исследованиях причины обводнения добываемой продукции подошвенной водой сводятся в основном к определению оптимального интервала вскрытия нефтенасыщенной части пласта и к подсчету предельного безводного дебита эксплуатации. Приближенные решения этих задач были получены М. Маскетом, И.А. Чарным, Н.С. Пискуновым, Н.Ф. Ивановым, Д.М. Миллионщиковым, А.П. Телковым и др.

Диагностика данной проблемы не может базироваться только на факте обнаружения воды в нижних перфорационных каналах, поскольку данное явление может быть вызвано и другими причинами. В вертикальных скважинах данная проблема может быть решена путем заглушки нижних отверстий перфорации с использованием механических систем таких, как цементные мосты и пакер-мосты на кабеле. Необходимость в повторной обработке возникает придвижении ВНК выше пробки. Для вертикальных скважин эта проблема является первым примером, когда причина избыточного водопритока не локализуется в прискважинной зоне, а может распространяться за ее пределы. В горизонтальных скважинах любое внутрискважинное или прискважинное воздействие должно распространяться довольно далеко вверх или вниз по стволу от обводненного пропластка для уменьшения горизонтального потока воды мимо зоны обработки и с целью отсрочить последующий прорыв воды. Альтернативным решением может являться зарезка второго ствола, если значение ВНФ превышает экономический предел.

2.1.4 Обводненный пропласток без внутрипластовых перетоков

Широко распространенной проблемой при совместной эксплуатации нескольких пластов является прорыв воды по высокопроницаемому пласту, ограниченному сверху и снизу водоупорами (рисунок 2.4).

- нефть, 2 - вода, 3 - перфорационные отверстия

Рисунок 2.4 Обводнившийся пропласток без внутрипластовых перетоков

В этом случае, источником воды может являться активная законтурная вода либо нагнетательная скважина. Чаще всего обводненный пласт имеет самую большую проницаемость. При отсутствии внутрипластовых перетоков данную проблему можно легко решить путем применения неупругих изолирующих составов или механических изоляторов в нагнетательной или добывающей скважине. Выбор между закачкой изолирующей жидкости (обычно с применением установки ГНКТ) или применением механических изолирующих систем зависит от знания того, какой пропласток обводнился. Эффективные селективные жидкости, обсуждаемые ниже, могут применяться в данном случае, чтобы избежать дополнительных затрат, связанных с каротажем и избирательным (селективным) нагнетанием. Отсутствие перетоков в пласте зависит от наличия водоупора по всей протяженности пласта. Данная проблема не встречается в горизонтальных скважинах, вскрывающих лишь один продуктивный горизонт. Проблемы, возникающие при совместной эксплуатации нескольких пластов наклонно направленной скважиной, решаются также, как и в вертикальной.

2.1.5 Трещиноватость или разломы между нагнетательной и добывающей скважинами

При заводнении трещиноватых или трещиноватопористых пластов может произойти быстрый прорыв нагнетаемой воды в добывающие скважины (рисунок 2.5).

- нефть, 2 - вода

Рисунок 2.5 Трещины или разломы между нагнетательной и добывающими скважинами

Особенно часто это происходит при наличии разветвленной системы трещин и может быть подтверждено путем применения индикаторов (межскважинных трейсеров). Каротаж с применением радиоактивных изотопов может применяться для количественной оценки объема трещин. Данная информация используется в дальнейшем при проектировании необходимой обработки. Закачка гелей может уменьшить количество добываемой воды без какого-либо неблагоприятного влияния на добычу нефти. Закачка сшитых гелей может требовать значительной репрессии для вытеснения их из кольцевого пространства в пласт, так как они плохо проникают в пористые блоки и текут избирательно по трещинам. Наилучшим решением данной проблемы является водоизоляция. В скважинах с крупными трещинами или разломами наблюдается крайне высокое поглощение бурового раствора. Если есть подозрение о наличии проводящих разломов и связанной с ними системы трещин, то применение текучих гелей при бурении может помочь в решении, как проблем бурения, так и последующей добычи воды и низкого охвата заводнением, особенно в пластах с низкой проницаемостью блоков. Такого же рода проблемы могут возникать и в горизонтальных скважинах, когда они пересекают один или несколько проводящих разломов или систему связанных трещин.

2.1.6 Трещиноватость или разломы, связывающие нефтяной и водяной пласты

Вода может поступать по системе трещин, пересекающих нижележащий водяной пласт (рисунок 2.6).

- нефть, 2 - вода, 3 - перфорационные отверстия

Рисунок 2.6 Трещины или разломы, проходящие через водоносный пласт (вертикальная скважина)

Подобные трещины могут быть обработаны гелевыми составами. Данный вид обработки особенно успешен, когда по трещинам нет притока нефти. Объем закачки должен быть значительным, для закупорки трещин, достаточно отдаленных от скважины.

При расчете обработки инженер встречается с тремя проблемами. Первое, трудно определить объем закачки, так как неизвестен объем трещин. Второе, закачиваемый гель может закупорить продуктивные трещины; в этом случае для сохранения продуктивности прискважинной зоны может потребоваться ее промывка продавочной жидкостью. Третье, при закачке незатвердевающего гелевого состава обработка должна пройти безупречно во избежание выноса геля после обработки. При наличии локализованной системы трещин правильным решением может быть их закупорка в прискважинной зоне, особенно если скважина обсажена и зацементирована. Аналогично снижение продуктивности скважины по нефти может наблюдаться при гидроразрыве пласта, когда трещина распространяется в водоносный пласт. Тем не менее, при возникновении проблем в подобных ситуациях причина поступления воды и окружающая обстановка обычно известны и решения, такие как применение золирующих жидкостей, находятся сравнительно проще. Во многих карбонатных залежах трещины обычно являются крутопадающими и зоны трещиноватости разнесены разделяющими их крупными блоками, что особенно типично для плотных доломитизированных пластов. Таким образом, вероятность пересечения таких трещин вертикальной скважиной мала. Однако подобные трещины часто наблюдаются в горизонтальных скважинах и потому вода как правило поступает по проводящим разломам или трещинам, пересекающим водоносный пласт (рисунок 2.7).

- нефть, 2 - вода, 3 - перфорационные отверстия

Рисунок 2.7 Трещины или разломы, проходящие через водоносный пласт (горизонтальная скважина)

Как уже говорилось ранее, закачка текучих гелей может помочь в решении подобных проблем.

.1.7 Конусо- или языкооборазование

Конусообразование имеет место в вертикальных скважинах, где ВНК находится рядом с нижними перфорационными отверстиями в пластах с относительной высокой вертикальной проницаемостью (рисунок 2.8).

Возможность образования конусов при эксплуатации водонефтяных пластов рассматривалась С.А. Султановым, Р.Г. Сулеймановым, С.В. Сафроновым, В.А. Харьковым, В.М. Орлинским, Р.Х. Муслимовым, Р.Г. и др. [15, 18, 20, 21, 25].

- нефть, 2 - вода

Рисунок 2.8 Конусо- или языкообразование

Максимальный дебит, при котором не происходит образование конуса, называется критическим дебитом конусообразования и обычно слишком мал с экономической точки зрения. Одним из подходов, иногда предлагаемым без особых на то оснований, является закачка слоя геля выше ВНК. Подобный шаг редко препятствует образованию конуса и требует закачки больших объемов геля для значительного снижения ВНФ. Например, для увеличения критического дебита конусообразования вдвое, обычно необходим эффективный радиус закачки геля, не меньший, по крайней мере, 15 м. Как показывает практика, закачка геля на такую глубину в пласт экономически трудно осуществима. Закачка же меньших объемов геля обычно приводит к быстрому повторному прорыву воды за исключением тех случаев, когда гелевая подушка, по счастливой случайности, соединяется с глинистым пропластком. Хорошей альтернативой закачке геля является бурение одного или нескольких горизонтальных стволов вблизи кровли пласта, что позволяет увеличить расстояние до ВНК и при работе с пониженной депрессией приводит к уменьшению эффекта конусообразования. В горизонтальных скважинах данное явление называют языкообразованием. В таких скважинах, в случае движения ВНК вверх, путем применения изоляции в прискважинной зоне, распространяющейся на значительные расстояния вверх и вниз по стволу, можно, по крайней мере, замедлить языкообразование.

2.1.8 Комплексированные причины избыточных водопритоков

Кроме вышеперечисленных примеров обводнения существует комплексированные причины избыточных водопритоков. Движение законтурной воды или воды от нагнетательных скважин при заводнении часто приводит к низкому коэффициенту охвата по площади (рисунок 2.9).

- нефть, 2 - вода

Рисунок 2.9 Низкий охват по площади.

Неоднородность проницаемости по площади является основной причиной возникновения данной проблемы, особенно ярко проявляющейся в рукавообразных залежах углеводородов в песчаниках. Решением данной проблемы является отклонение потока нагнетаемой воды от ранее промытого порового пространства. Для этого требуется большой объем закачки, либо продолжительное заводнение полимерными растворами. Для улучшения охвата в подобных ситуациях часто с успехом применяют уплотняющее бурение, хотя бурение боковых горизонтальных стволов является более рентабельным способом вовлечения в разработку непромытых целиков. Ствол горизонтальной скважины может вскрывать зоны пласта с различной проницаемостью и давлением, что приводит к низкому коэффициенту охвата по площади. С другой стороны, прорыв воды может произойти на одном из участков ствола по причине его близости к источнику воды. В обоих случаях, поступление воды в ствол скважины, по-видимому, можно контролировать путем изоляции ее отдельных частей.

В пластах большой мощности и хорошей вертикальной проницаемости гравитационное разделение может привести к нежелательному попаданию воды в нефтедобывающую скважину (рисунок 2.10).

- нефть, 2 - вода, 3 - перфорационные отверстия

Рис. 2.10 Гравитационное разделение жидкостей в пласте

Законтурная вода или закачиваемая в нагнетательные скважины при заводнении внедряется преимущественно в нижнюю часть продуктивной зоны, оставляя непромытой верхнюю часть пласта. Ситуация усугубляется при неблагоприятном коэффициенте подвижности. Проблема еще более усложняется в пластах, сложенных осадочными породами и стратифицированных по характерному размеру текстуры (зерен или пор) от подошвы к кровле так, что проницаемость убывает с уменьшением глубины; при этом вязкостные эффекты совместно с гравитационным разделением приводят к тому, что поток вытесняющей жидкости движется по подошве пласта. Любая обработка в нагнетательной скважине, направленная на изоляцию нижних перфорационных отверстий, дает посредственные результаты в смысле увеличения охвата, так как гравитационное разделение при удалении от нагнетательной скважины вновь начинает доминировать. В добывающих скважинах наблюдается локальное конусообразование, и потому, как и в описанном ранее случае, получение длительных эффектов при обработке гелями маловероятно. Применение горизонтальных стволов может стать эффективным средством доступа к непромытым целикам нефти. Заводнение пенами может так же улучшить коэффициент охвата по вертикали. В горизонтальных скважинах гравитационное разделение может иметь место, когда ствол расположен близко к подошве пласта либо при превышении критического дебита конусообразования.

Перетоки имеют место в высокопроницаемых пропластках, не разобщенных непроницаемыми перемычками (рисунок 2.11).

- нефть, 2 - вода, 3 - перфорационные отверстия

Рисунок 2.11 Обводнившийся пропласток с внутрипластовыми перетоками

Поступление воды в скважину по высокопроницаемому обводнившемуся пропластку с перетоками схоже с проблемой обводненного пропластка без перетоков, но отличается тем, что отсутствует барьер, препятствующий перетокам в соседние пласты. В подобной ситуации попытки модификации профиля притока или приемистости в прискважинной зоне не дают желаемого эффекта вследствие перетоков в удаленных от скважины зонах пласта. Доказательство существования подобных перетоков в пласте абсолютно необходимо, поскольку этим определяется тип проблемы. Когда перетоков нет, с обводнением легко справиться. При их наличии успешная обработка становится проблематичной. Во многих случаях лучшим решением является бурение одной или нескольких горизонтальных скважин. В горизонтальных скважинах, расположенных в одном пропластке, подобные проблемы не возникают. Если наклонно направленная скважина вскрывает несколько пластов, то возникают те же самые осложнения, что и в вертикальной скважине.

Знание причин обводнения является ключом к ограничению водопритоков. Первые четыре из вышеперечисленных проблем легко поддаются контролю в скважине или прискважинной зоне. Следующие две - трещины между нагнетательной и добывающей скважинами либо трещины между нефте- и водоносными пластами - требуют закачки глубокопроникающих гелей. Последние четыре не решаются просто и дешево, они требуют серьезных изменений в заканчивании скважин и технологии добычи, увязанных с общей стратегией управления разработкой месторождения. Любая нефтяная компания, желающая достичь быстрой и эффективной окупаемости капиталовложений при малом риске, должна в первую очередь сосредоточиться на применении опробованных технологий к первым шести типам проблем.