Диссертация (Разработка и совершенствование методов борьбы с опережающим обводнением нефтяных скважин), страница 5

главу 2).Прорыв закачиваемой воды к добывающей скважине по подошвеннойводонасыщенной части ЗПВ. В.И. Калгановым, М.Л. Сургучевым и Б.Ф.21Сазоновым в работе [13] указано, что механизм обводнения скважины ЗПВ иливодонефтяной зоны (ВНЗ) залежи может изменяться в ходе ее эксплуатации. Нередко вода, поступающаяв скважину изневскрытой водонасыщеннойподошвенной части пласта посредством ЗКЦ, в действительности являетсянагнетаемой [28].Прорыввскважинучуждыхводиз-занегерметичностиееэксплуатационной колонны или забоя. Данный механизм обводнения скважинявляется одним из наиболее распространенных на поздней стадии разработки иЧНЗ и ЗПВ [9, 18, 301].

Часто негерметичность эксплуатационной колонныобнаруживается на глубине спуска ЭЦН и является результатом коррозииметалла. Также она может возникнуть из-за действия повышенных механическихнагрузок на эксплуатационную колонну, особенно в наклоннонаправленныхскважинах.1.1.3 Геолого-физические факторы, обусловливающие опережающееобводнение нефтяных скважинМ.Л. Сургучевым и Ю.В. Желтовым в работе [19] показано, что основнымифакторами,обусловливающимитемпобводнениянефтяныхскважиниэффективность заводнения нефтяной залежи, являются геолого-физические. М.М.Ивановойрезультатамистатистическогоанализапромысловыхданныхподтверждено определяющее влияние на темп обводнения скважин геологофизических факторов [12] и показана подчиненная роль технологических.Аналогичные выводы делают и другие исследователи [28, 29, 30, 31]. Нижекратко описаны геологические факторы, влияющие на опережающее обводнениенефтяных скважин закачиваемой водой.Превышение вязкости пластовой нефти над вязкостью закачиваемойводы.

Ф. Крейгом [2] введено понятие вязкого языкообразования фронтавытеснения, т.е. образования опережающих потоков вытесняющей воды внефтенасыщенной пористой среде. Оно обусловливается превышением вязкостивытесняемого агента над вязкостью вытесняющего и усиливается с его ростом.22Последнее подтверждает М.М. Иванова, которая на основе анализа промысловыхданных [12] показала, что темп обводнения нефтяных скважин возрастает сувеличением величины соотношения вязкостей пластовой нефти и закачиваемойводы. Аналогичные выводы делают М.Л. Сургучев и Ю.В.

Желтов [19], М.М.Саттаров и И.Х. Сабиров [25], а также другие исследователи [7]. В частности, помнению В.И. Калганова, М.Л. Сургучева и Б.Ф. Сазонова [13] соотношениевязкостей вытесняемого и вытесняющего флюидов влияет на темп обводненияскважин более сильно, чем проницаемостная неоднородность пласта иприсутствие подстилающих вод.Проницаемостная неоднородность пласта. М.

Маскет [4] отмечает, чтоинтенсивное обводнение скважин контурной или закачиваемой водой можетявлятьсярезультатомвысокихлокальныхскоростейфильтрациииз-запроницаемостной неоднородности пласта. Ф. Крейг [2] отмечает, что внеоднородных пластах закачиваемая вода наиболее быстро продвигается по еговысокопроницаемым пропласткам, а проницаемостная неоднородность пластаявляется фактором, снижающим эффективность вытеснения нефти водой.Согласно промысловым данным, опубликованным М.М. Саттаровым, Е.А.Андреевым, В.Д.

Лысенко, Р.Н. Дияшевым и другими учеными, при совместнойэксплуатации нескольких различающихся по проницаемости нефтяных пластов вних происходит неравномерное вытеснение нефти водой, снижение конечногоКИН и увеличение сроков разработки залежи [32, 33, 34, 35, 36].Ф. Крейг [2] выделяет три типа проницаемостной неоднородности пласта:площадная, вертикальная и связанная с трещинностью продуктивных пород. В.Д.Лысенко [37] также выделяет три типа проницаемостной неоднородности пласта:зональная, послойная и связанная с его прерывистостью. М.М. Саттаров [38] иЛ.Ф.

Дементьев [39] выделяют два уровня геологической неоднородности: микрои макронеоднородность. М.В. Рац [40] рекомендует выделять четыре уровнягеологической неоднородности от размеров кристалла до размера более 10,0 м.Разные варианты послойной проницаемостной неоднородности пласта, ихседиментационная первопричина и влияние на эффективность заводнения23описаны Л. Дейком [299]. Дейком показано, что с точки зрения эффективностизаводнения нефтяного пласта наиболее проблемным вариантом его послойнойпроницаемостнойнеоднородностиявляетсявариантсувеличениемпроницаемости по разрезу сверху вниз. Такой вариант обусловлен процессамиосадконакопления в условия трансгрессии моря.

Наименее же проблемнымвариантом неоднородности пласта с точки зрения эффективности заводненияявляется вариант с ростом проницаемости снизу вверх, который связан спроцессами осадконакопления в условиях регрессии моря.С.Т. Овнатанов [41], Н.И. Хисамутдинов [42] и другие авторы указывают,что макронеоднородность нефтяного пласта обусловливает неравномерность егозаводнения, а микронеоднородность препятствует полному вытеснению нефти изего заводненных участков. В соответствии с этим Н.И. Хисамутдинов [42]различает два типа остаточной нефти. Первый формируется в застойных зонахпласта и пропластках, а также в присводовых участках залежи [43].

Второйпредставлен остаточной нефтенасыщенностью промытых водой участков пласта.В гидрофобных коллекторах она представлена пленочно-связанной нефтью инефтью, сохранившейся в тупиковых порах [44]. В гидрофильных же коллекторахостаточная нефть сохраняется в крупных и средних порах, как капиллярнозащемленная [42], механизм формирования чего представлен в работе [300].Капиллярныесилыидругиефакторы,усиливающиевлияниепроницаемостной неоднородности пласта на темп обводнения скважинзакачиваемой водой. Согласно Ф.

Крейгу [2] вода в гидрофильных коллекторахпод действием капиллярных сил проникает из заводненных пропластков внефтенасыщенные, имеющие меньшую проницаемость. Поэтому с теоретическойточки зрения капиллярные силы способствуют увеличению конечного КИН [45] иснижению, таким образом, интенсивности обводнения скважин.Вместе с тем, М.Л.

Сургучевым [46] показано, что действие капиллярныхсилнеможетзатормозитьпослойноеобводнениепластов,котороеобусловливается проницаемостной макронеоднородностью пласта. При этом длянаибольшего положительного влияния капиллярных сил скорость вытеснения24нефти водой должна быть в 2 – 4 раза ниже скорости капиллярной пропитки.Поэтому при реальных скоростях вытеснения нефти водой из пласта повышениеконечного КИН за счет действия капиллярных сил невозможно. Послойноезаводнениенефтяногопроницаемостно-неоднородногопластасоздаетнаконтакте заводненного и нефтенасыщенного пропластков резкий скачокнасыщенности, а капиллярные силы лишь снижают его, образуя размытые зоны[19].М.М.

Ивановой анализом промыслового материала многих нефтяныхместорожденийссовместнойэксплуатациейразнопроницаемыхпластовотмечены факты отключения из заводнения наименее проницаемых из них [47].Это объяснено влиянием капиллярных сил. Так Д. Уолкотт [48] указывает, что вгидрофильной породе капиллярное давление принимает максимальное значение вусловиях ее начальной водонасыщенности. При смешанной же смачиваемостипороды в условиях низкой водонасыщенности пористой среды капиллярноедавление также принимает положительное значение, однако с увеличениемводонасыщенностистановитсяотрицательным,создаваядополнительноегидросопротивление вытеснению и стимулируя движение закачиваемой воды поуже промытым каналам пласта [48].Другим отрицательным проявлением капиллярных сил является такназываемый концевой капиллярный эффект.

Он заключается в образовании вПЗП вокруг добывающей скважины области повышенной водонасыщенности входе ее эксплуатации [49, 302]. Поскольку капиллярные силы принимаютнаибольшие значения в тонкопористой среде, данный эффектснижаетэффективность вытеснения в первую очередь в низкопроницаемых пропластках.Это усиливает отрицательное влияние проницаемостной неоднородности пласта.Р.Н.исследованийДияшев(ПГИ)анализомрезультатовнагнетательныхскважинпромыслово-геофизическихпоказал,чтонаименеепроницаемый пропласток не принимает закачиваемую воду, если соотношениепроницаемостей пропластков продуктивного пласта превышает значение 5,0 [32,33, 34].

Причиной отмеченной закономерности могут служить аномальные25свойства пластовых нефтей. Исследованиями И.Л. Мархасина показано, чтовязкость нефти в граничных слоях на поверхности продуктивной породы в 5 – 10раз выше вязкости нефти в объеме [44]. Благодаря этому при существующихградиентах давления в разрабатываемых пластах граничные слои нефти остаютсянеподвижными. Учитывая то, что со снижением размеров пор растет доля нефти,сосредоточеннойвграничныхслоях,коэффициентвытеснениявнизкопроницаемых пропластках снижается, усиливая темп обводнения скважинзасчетхолостогодвижениязакачиваемойводыпопромытымвысокопроницаемым.Согласно мнению Н.И.

Хисамутдинова тот факт, что абсолютнаяпроницаемость кернов меловых отложений для воды вдвое ниже, чем для газа,обусловленнабухаемостьюглинцементапород[42].Фильтрационныеэксперименты, выполненные А.Г. Телиным на кернах ачимовской толщи СреднеБалыкского месторождения, показали, что благодаря набухаемости глинистогоцемента породы при контакте с водой точка ее равных относительных фазовыхпроницаемостей (ОФП) при снижении газовой проницаемости с 220 до 20 мД.смещается в сторону большей нефтенасыщенности [42]. Благодаря этомукоэффициент вытеснения снижается до 0,406 при его расчетном значении дляданной абсолютной проницаемости 0,434, что интенсифицирует опережающееобводнение скважин.