Технологічні фактори

До технологічних факторів передчасного і аварійного обвод­нення свердловин відносимо: а) інтенсивність та тиск нагнітання води в пласт; б) режим експлуатації або темп відбирання рідини із сверд-

ловин; в) неякісне розмежування пластів під час цементування обсадних колон; г) наявність тріщин у цементному камені; ґ) дефекти експлуа­таційної колони внаслідок корозії, пошкоджень у процесі експлуатації; д) ступінь розкриття пласта перфорацією; є) відстань від нижніх отворів перфорованого інтервалу до рівня водонафтового або водогазового контакту; є) необгрунтоване виконання робіт з інтенсифікації припливу нафти та газу (гідравлічний розрив пласта, солянокислотне оброблення та інші) [104].

До основних технологічних факторів, що впливають на обводню­вання свердловин, відносять інтенсивність запомповування води в пласт і її розподіл по покладу [179]. Від характеру розподілу об'ємів запом-повуваної води по площі покладу залежить конфігурація фронту витіс­нення. Отже, розміщувати додаткові нагнітальні свердловини на остан­ніх стадіях розробки покладу і перерозподіляти об'єми запомповуваної води в існуючі нагнітальні свердловини необхідно з урахуванням стану та перебігу в часі обводнювання окремих свердловин і біжучого поло­ження фронту витіснення.

На обводнювання свердловин значний вплив виявляє тиск нагнітання, підвищення якого призводить до розкриття природних тріщин у пласті і утворення нових [179]. Тиск нагнітання в більшості сягає 20-25 МПа. Встановлення оптимальної величини тиску нагнітання для кожного родовища є одним із резервів запобігання передчасного обводнення свердловин.

На обводнювання впливає режим експлуатації свердловини або, точніше, темп відбирання рідини і газу з неї. Від величини відбору зале­жить характер стягування контурів нафто- чи газоносності і швидкість утворення конусів підошовної води у водоплаваючих покладах [179]. Відносно впливу темпів відбирання на обводнювання свердловин існують різні точки зору. Одні дослідники вважають, що в разі обмеження відби­рання рідини темп обводнювання знижується. На думку інших, обме­ження відбирання не знижує темпу обводнювання. Очевидно, обидва висновки є результатом аналізу частинних випадків, тобто умов кон­кретних покладів. У загальному випадку інтенсивність обводнювання повинна залежати від темпів відбирання рідини і газу, що підтверджується хоч би конусоутворенням підошовної води. Оптимальна інтенсивність відбирання для конкретного покладу повинна встановлюватися залежно від біжучого положення контуру нафтоносності і на основі даних дослід­них робіт з форсованого відбирання рідини, тобто шляхом зіставлення перебігу в часі обводнювання дослідних свердловин із свердловинами, які працюють у звичайному режимі і розташовані на великій відстані від дослідних (поза областю взаємовпливу свердловин).

Вплив темпу відбирання може залежати від розташування сверд­ловин на структурі, від відносної величини депресії тиску, від ступеня обводненості продукції (стадії розробки), колекторських властивостей пласта, ступеня його розкриття тощо.

У разі площового заводнення, якщо пласт є однорідним і нагнітальна свердловина знаходиться в центрі між видобувними свердловинами, то переміщення води і темп обводнювання свердловин характеризуються як об'ємом запомповування, так і об'ємом відбирання рідини із видо­бувних свердловин. В однорідному пласті вода швидше надходить у ту свердловину, відбір рідини із якої є більшим, або більша різниця вибійних тисків нагнітальної і цієї свердловин. У неоднорідному пласті ще треба враховувати і величину фільтраційного опору між цими свердловинами, оскільки вода проривається в напрямі меншого фільтраційного опору.

У разі законтурного і рядного внутрішньоконтурного заводнень інтен­сивність обводнювання характеризується темпом і об'ємом запомпо­вування води, а також розподілом води між окремими блоками (більше або менше) і відборами рідини із видобувних свердловин.

Внаслідок різних втрат тиску в розвідних водоводах від одної кущової насосної станції в нагнітальних свердловинах створюються різні репресії тиску, а це супроводжується нерівномірним заводненням пласта.

Характер обводнювання свердловин залежить також від їх взаємодії в процесі експлуатації [179]. Зміна режиму роботи або зупинка одних свердловин може призвести до різкої зміни обводненості інших, близько розташованих (сусідніх) свердловин внаслідок перерозподілу фільтра­ційних потоків між свердловинами. Однак практичних рекомендацій щодо керування інтерференцією свердловин досі не існує, хоч виконано багато теоретичних робіт з цього питання.

Вплив густоти сітки свердловин на їх обводнювання також ще вив­чається. У загальному випадку, теза - чим густіша сітка свердловин, тим менша обводненість видобуваної продукції - мабуть є справедливою, оскільки в кінцевому результаті ущільнення сітки збільшує коефіцієнт охоплення покладу витісненням, що призводить до зменшення темпу обводнювання свердловин. Однак, характер впливу густоти сітки сверд­ловин залежить від умов конкретних родовищ [179].

Багато свердловин обводнюються підошовними водами в процесі освоєння зразу ж після буріння або в перші місяці експлуатації. Неякісне розмежування пластів під час цементування обсадних колон є одною з основних причин видобування великої кількості пластової води [179].

Причини низької якості розмежування пластів зумовлені на­явністю на стінці свердловини глинистої кірки, невитісненого глинистого розчину і невідповідністю ряду фізико-хімічних властивостей тампонаж-

ного цементу вимогам якісного розмежування пластів у нафтових і газових свердловинах. Основними з них є наступні (див. рис. 1.10): а) седиментаційна нестійкість цементного розчину; б) висока фільтра-товіддача розчину; в) контракційна властивість розчину, що твердне, -каменю; г) низьке зчеплення каменю з глинистими породами; ґ) тріщи-ноутворення в камені при перфорації, розбурюванні та інших динамічних навантаженнях (високий динамічний модуль пружності); д) низька хімічна стійкість каменю в середовищі агресивних пластових вод [408].

Поширеною причиною обводнювання свердловин є перетікання води з вище- або нижчезалеглих водоносних пластів, тобто обводнювання „чужими" водами внаслідок негерметичності цементного каменю за експлуатаційною колоною [179], пропускання цементним стаканом у нижній частині колони, негерметичності різьових з'єднин і пошкодження експлуатаційної колони. Такий вид обводнення можна виявляти за різким зростанням вмісту води в продукції свердловини, а також за результатами спеціальних геофізичних досліджень і за даними аналізу зміни складу води.

Шляхами аварійного обводнювання „чужими" (верхніми, проміж­ними, нижніми) водами можуть бути тріщини і різні канали в цементному камені за обсадною колоною труб, канали між трубами і цементним каменем та між породою і цементним каменем. Це ж стосується об­воднення і підошовною водою в шарувато-неоднорідному пласті. Тобто тут мають місце заколонні перетікання води. Прориви „чужих" вод є не­безпечними для покладу. Якщо пластовий тиск водяного пласта є вищим, ніж у продуктивному (нафтовому, газовому) пласті, то після прориву чужої води свердловину не можна зупиняти для уникнення проникання цієї води в продуктивний пласт. У такому разі необхідно або продовжувати її екс­плуатацію з метою дренування водоносного пласта і застереження надходження води у продуктивний пласт, або ліквідувати прорив води.

Значний вплив на настання моменту початку надходження води і величину обводненості мають метод і технологія розкриття продук­тивного пласта. На характер обводнювання свердловин, очевидно, повинен впливати і ступінь розкриття пласта перфорацією, зокрема відда­леність нижніх отворів перфораційного інтервалу від водонафтового (ВНК) і газоводяного (ГВК) контактів. Нафтоводоносний інтервал роз­кривають, як правило, тільки на ділянці нафтових пропластків (здій­снюють перфорацію зацементованої обсадної колони труб), але пласти можуть бути розкриті і по всій товщині.

Якщо однорідний пласт з підошовною водою розкритий частково тільки в нафтовому інтервалі, то під час експлуатації свердловини утво­рюється конус підошовної води, висота і радіус основи якого визначають-

ся, в основному, величиною депресії тиску. Якщо із нафти ще й виді­ляється газ (тиск є меншим тиску насичення нафти газом), то додатково зростає фільтраційний опір нафтонасиченої частини і лійка депресії тиску є крутішою.

У випадку наявності нафто- і водоносних пропластків, розділених в околиці свердловини малопроникною або непроникною перемичкою невеликої товщини, основа конуса підошовної води значно збільшується і темп обводнення є дуже малим. Але, якщо рухомість води істотно перевищує рухомість нафти, то може мати місце значне відтіснення нафти із привибійної зони конусом підошовної води.

Якщо обводнювачем став середній пропласток, то за умови практич­ної відсутності непроникних перемичок між пропластками приплив нафти із верхнього нафтового пропластка різко зменшується внаслідок утво­рення конуса води, а в нижньому пропластку значно проявляється нега­тивний ефект гравітаційного осідання води.

В анізотропних пластах залишення неперфорованої товщини в нафто-чи газонасиченій ділянці пласта може виявляти позитивну роль, оскільки тоді уповільнується процес утворення конусів води. У загальному випадку невелика відстань від перфораційних отворів до ВНК чи ГВК сприяє швидкому обводнюванню свердловини [179].

Під час перфорації експлуатаційної колони, особливо в пізні терміни тужавіння цементного каменю або у випадках використання цементу, який дає крихкий камінь, за колоною утворюється сітка тріщин [179]. За малих відстаней між перфораційними отворами і ВНК (ГВК) тріщини можуть поширюватися до ВНК (ГВК) і ставати шляхами інтенсивного обводнювання свердловин.

Діяння на привибійну зону з метою її очищення і збільшення продук­тивності свердловин за несприятливих умов може призвести до зростання інтенсивності їх обводнювання через канали порушення герметичності цементного каменю [179]. Такі наслідки можуть проявитися в разі засто­сування як фізичних методів (гідравлічний розрив пласта, створення миттєвих високих депресій тиску, віброоброблення, теплове оброблення), так і хімічних та фізико-хімічних методів (кислотне оброблення, запом-повування поверхнево-активних речовин тощо) без урахування технічного і технологічного стану свердловини і за необгрунтованого вибору режим­них параметрів технології їх виконання.

Отже, із урахуванням особливостей експлуатації і технічного стану свердловин як споруд шляхами передчасного чи аварійного їх обвод­нення можуть бути (рис. 1.16) [392]:

1) тріщини і канали в цементному стакані на вибої свердловини, через які надходить вода нижнього водоносного пласта;

2) отвори фільтра, через які надходить підошовна чи контурна вода разом з нафтою (чи газом), внаслідок встановлення нераціональних технологічних режимів експлуатації видобувних і нагнітальних сверд­ловин, взаємодії свердловин при різній густоті сітки їх розміщення;

3) наскрізні канали (дефекти) в експлуатаційній колоні труб (тріщини, раковини в металі, негерметичні різьові з'єднини), які виникають у разі неякісного і неповного цементування обсадних труб, корозії колони під діянням мінералізованих пластових вод, котрі омивають її, в процесі освоєння свердловин або при поточному і капітальному ремонтах;

4) незацементований заколонний простір або тріщини в заколонному цементному камені та інші канали в заколонному об'ємі, коли вода верхніх чи середніх водоносних пластів може і не надходити всередину екс­плуатаційної колони, але внаслідок контактування її із зовнішньою поверх­нею труб експлуатаційної колони призводить до корозії металу, негерме-тичності колони і наступного надходження чи перетікання води із одного пласта в інший (у водяний із нижчим зведеним тиском або в нафтовий) чи у свердловину.

Рис.1.16- Можливі шляхи руху пластових вод при експлуатації свердловини: / - продукція свердловини; // - вода; 111 -нафта в ізольованому пласті; IV - вода в ізо­льованому пласті; А - перетікання води між пластами; В - прорив верхніх вод через дефект в експлуатаційній колоні; С- прорив верхніх вод через дефект у цементному камені; D -підошовні води; Е - нижні води, що надхо­дять через дефект у цементному стакані; 1- верхній водяний пласт з низьким зведеним тиском; 2- верхній високонапірний пласт; 3 -нафтовий пласт, який експлуатується в даній свердловині; 4 - нижній ізольований наф­товий пласт; 5 - нижній водяний пласт

Отже, сукупність дії названих геологічних і технологічних чинни­ків зумовлює неминучість обводнення пластів та свердловин внаслідок [408, 499]:

а) піднімання поверхні водонафтового (газоводяного) контакту в зону експлуатаційного фільтра;

б) підходу нагнітальних або контурних вод до фільтра експлуатаційних свердловин підошовною частиною колектора або найпроникнішими про­шарками та тріщинами;

в) локального підтягування підошовної води і утворення конуса обвод­нення;

г) надходження води з верхніх, середніх або нижніх горизонтів через отвори порушення суцільності в експлуатаційній колоні і в заколонному цементному камені, а також через пустотний простір між гірськими породами та цементним каменем або між обсадною колоною та цемент­ним каменем.