Анализ характеристик обводнения нефтедобывающих скважин на Южно-Сосновском месторождении

дипломная работа

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).

1 - 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).

1 - 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).

1 - 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.

Однако степень участия различных путей водоприто-ков в скважины из водонасыщенных пластов ими не определялась. Анализ промысловых данных по разработке литологически однородных водонефтенасыщенных пластов показал, что в большинстве скважин фактическое время конусообразования значительно превышает расчетное, определенное по методикам, приведенным в работах [17, 24, 25, 27]. Увеличение продолжительности безводного периода эксплуатации указывает на наличие в литологически однородном пласте пропластков низкой проницаемости, т.е. имеет место внутрипла-стовая проницаемостная неоднородность [2, 23], что подтверждается различной длительностью подъема ВНК при одинаковом отборе жидкостей из коллекторов [4, 15, 21].

По результатам проведенных исследований закономерностей обводнения скважин, пробуренных в литологически однородных и неоднородных пластах, установлено, что для обеих категорий скважин типичны следующие этапы обводнения:

· появление и постоянный рост содержания воды в добываемой продукции;

· резкое (скачкообразное) возрастание количества воды;

· стабилизация обводненности

Такой ступенчатый переход повторяется несколько раз, что характерно для большинства скважин исследуемых месторождений. Эту закономерность можно объяснить образованием микроканалов в заколонном пространстве вследствие разрушения глинистой корки в зоне контакта цементного камня с породой или в самом цементном камне [5]. В период стабилизации обводнения размеры канала в сечении и толщина пласта-обводнителя не изменяются или изменяются незначительно. Рост обводненности продукции скважин соответствует резкому расширению путей притока вод и подключению новых обводненных пропластков. Разрушение материала, заполняющего заколонное пространство, будет продолжаться до тех пор, пока поверхность раздела нефть - вода вблизи скважины будет деформироваться [18, 23, 24, 25].

Делись добром ;)