Геологічні фактори

До них відносимо геологічну будову пласта і покладу, тип колектора, його фізичні параметри, властивості пластових рідин (нафти, води) і газів та механізм їх руху в пористому чи тріщинуватому середовищі.

Що стосується вод окремого продуктивного пласта (контурних, підо­шовних вод), то можна назвати такі причини проривів води [108, 109]:

1) проникнісна зональна (по площі) і шарова (по товщині пласта) неоднорідність покладу поряд із в'язкісною та гравітаційною нестійкістю руху границі витіснення нафти (газу) водою й особливостями розміщення видобувних і нагнітальних свердловин;

2) літологічна неоднорідність колектора і наявність „літологічних вікон";

3) наявність високопроникних тріщин, особливо в тріщинувато-по­ристому колекторі;

4) залягання підошовної води; нахил пласта; „розпливання" фронту витіснення нафти (газу) водою вздовж підошви пласта.

З геологічних факторів найістотнішими вважаються проникнісна шарова неоднорідність пласта і проникнісна неоднорідність його за про­стяганням (зональна), котрі призводять до прискореного просування води високопроникними пропластками як рівномірно і відповідно до проник­ності кожного із них, так і з утворенням „язиків" води в разі зональної неоднорідності проникності. Щодо впливу цих факторів на обводнення свердловин є немало прямих і побічних доказів: дані свердловинних дебітометричних досліджень профілів припливу до і після ізоляції вод; одночасне видобування як безводної нафти, так і нафти, обводненої на 50-

90 %, із свердловин, що розміщені в одному ряді, паралельному фронту нагнітання.

Внаслідок літологічної неоднорідності пластів у разі виникнення різниці тисків між ними можливими є перетікання води через „літологічні вікна", які трудно піддаються розпізнаванню [179]. Непрямими ознаками пере­тікання через „літологічні вікна" є приплив мінералізованих вод з верхньої частини продуктивного пласта і висока промитість його за керновим матеріалом.

Знання точного місцезнаходження таких перетікань дало б змогу розробити заходи з профілактики і усунення даного виду обводнювання. Чим ближче розташовані „літологічні вікна" до привибійної зони пласта, тим легше, ймовірно, обмежувати приплив води шляхом селективного (поінтервального) діяння на пласт через видобувну свердловину, оскільки обводнена зона пласта в такому разі є меншою.

Обводнення'свердловин і пласта може бути зумовлено наявністю вертикальних тріщин (як результат тектонічних порушень чи інших природних причин або впливу змінних тисків у процесі буріння свердловин) [179]. Такі порушення часто виявляються навіть під час буріння сверд­ловини за виходом на поверхню Землі промивної рідини на достатній відстані від неї, хоч свердловина обсаджена колоною труб на велику глибину. Однак ще не розроблено надійних методів виявлення існування та місцезнаходження подібних порушень у пласті з метою планування водоізоляційних робіт. Практично їх можна виявити тільки за сейсмічними і гідродинамічними даними.

На обводнення свердловин значно впливають горизонтальні тріщини тектонічного походження, існування яких у пласті виявляється гідрога-зодинамічними дослідженнями за кривими відновлення тиску, а також дослідженнями шляхом нагнітання різних суспензій у пласт за тисків, що не перевищують тиску гідророзриву пласта [179]. Факт наявності високої приймальності деяких нагнітальних свердловин протягом три­валого часу в ході нагнітання в пласт значної кількості води з великим вмістом твердих частинок, досвід обмеження водоприпливів шляхом запомповування великих об'ємів суспензій у пласт через нафтову свердловину свідчать про велику протяжність таких тріщин. Встано­вити наявність тріщин завчасно (до виконання ізоляційних робіт) можна шляхом попереднього запомповування суспензії піску в пласт за вибій­ного тиску, який не перевищує вибійного тиску в процесі експлуатації нагнітальних свердловин.

Обводнення покладу має дві основні форми: а) пропласткове обвод­нення пластів і горизонтів покладу; б) піднімання (переміщення) водо­нафтового розділу по пласту [500].

Поширеною причиною обводнювання свердловин, розміщених у водо-нафтовій чи водогазовій зоні покладу, є приплив підошовних і контурних вод, що спостерігається як в монолітних, так і в неоднорідних пластах [179].

У масивних покладах платформного типу з підошовною водою і без глинистих прошарків відбувається вертикальне піднімання води з ко-нусоутворенням в околицях видобувних свердловин. Особливо швидко обводнювання свердловин внаслідок конусоутворення відбувається в тріщинуватому пласті (вертикальні тріщини) і (або) під час видобування високов'язкої нафти. За наявності природного (глиниста перемичка) чи штучного екрану у вигляді горизонтального диска радіусом понад 1, 5 м підошовну воду можна вважати „нижньою" [500].

Розглянемо гідродинамічні умови конусоутворення підошовної води та верхнього газу [49]. Нафта, газ і вода розміщаються в покладі відповідно до своїх густин, тобто в напрямі зверху вниз можуть залягати послідовно газ, нафта і вода. Свердловини перфорують тільки навпроти нафтової частини покладу. Під час відбирання нафти поверхня водонафтового (ВНК) чи газонафтового контакту (ГНК) деформується і набуває вигляду горба чи западини, які називають конусом відповідно підошовної води чи верхнього газу.

Такі явища спостерігаються в покладах, коли коефіцієнт вертикальної проникності вздовж товщини покладу є більшим від нуля. В основному реальні пласти мають чітко виражену шарову будову, що зумовлено процесами осадоутворення порід, а коефіцієнт проникності у вертикаль­ному напрямі може дорівнювати нулю або бути меншим за коефіцієнт проникності в горизонтальному напрямі. Разом з тим розглядання задачі конусоутворення води й газу в однорідному пласті дає розуміння окремих явищ, які виникають під час експлуатації свердловини.

Нехай маємо приплив нафти до свердловини, гідродинамічно недоско­налої за ступенем розкриття пласта, стосовно випадку наявності підошов­ної води (рис. 1.11, а). На рисунку позначено: г_с - радіус свердловини; в -довжина інтервалу перфорації; h - товщина нафтонасиченої частини пласта. Виділимо на вершині конуса в точці М (z, г) елементарний верти­кальний циліндр з площею основи df і висотою dz, що заповнений водою і потрапив у нафтову частину. На нього діють дві сили: одна напрямлена вгору і зумовлена різницею тисків (див. рис. 1.11, 6):

а друга - сила власної ваги, напрямлена вниз,

(1.2)

де т - коефіцієнт пористості; р_в - густина води; g - прискорення вільного падіння.

Рис. 1.11 - Схема конусоутворення підошовної води (а) та елемента нафтового пласта для розрахунку умови стійкості конуса води (б)

Зіставляючи ці сили, запи­суємо умову стійкості конуса підошовної води:

(1.3)

або

(1.4)

тобто конус не буде збільшу­ватися, якщо добуток p_Bg не буде меншим від градієнта тис­ку дрідг у вертикальному на­прямі, або, іншими словами, щоб водяний конус залишився в стані статичної рівноваги, не­обхідно, щоб градієнт тиску на вершині конуса був рівним гра- вітаційному градієнту у воді. Під час відбирання газу з газового покладу за наявності підошовної води картина конусоутворення води якісно є аналогічною.

Під час відбирання нафти з газонафтового покладу в разі наявності підошовної води одночасно утворюються газовий і водяний конуси (рис. 1.12). Якщо ці конуси досягай інтервалу перфорації, але ні газ, ні вода

Рис. 1.12 -Схема конусоутворення під час відбирання нафти із газонафтового пласта з підошовною водою

не надходять у свердловину, то співвідношення між висотами газового у_г й водяного у_в конусів у першому наближенні у_г/у_в ≈ 0, 2, тобто висота газового конуса завжди є меншою від висоти водяного конуса. Дебіт свердловини в такому випадку називають оптимальним (граничним безводним і безгазовим) дебітом. Оскільки відношення в/h в межах від 0 до 0, 2 мало впливає на граничний дебіт, то беремо в ≤ 0, 2 h, де h -нафтонасичена товщина пласта; в - довжина інтервалу перфорації.

Лінії траєкторії руху частинок рідини у верхній частині мають нахил вниз, а у нижній, навпаки, викривлені вгору. У деякому проміжному положенні вони стають горизонтальними лініями. Це проміжне положення збігається із серединою інтервалу перфорації. Положення інтервалу задають відстанню h_T від горизонтальної площини ГНК до його середини. Беруть h_T = (0, 2-0, 4)/ h (якщо в = 0, 2 h, то відстань h_r ~ 0, 35 h), тобто інтервал перфорації розміщають ближче до ГНК.

Анізотропія і шаруватість пласта зменшують висоту конусів, тобто в таких випадках граничний дебіт є більшим за величиною.

Існує думка, що обмеження припливу води може бути успішним лише в неоднорідних пластах, які містять непроникні глинисті або алевролітові перемички між водоносною і нафтоносною частинами [179]. Так, глинисті пропластки товщиною до 0, 4-0, 5 м геофізичними методами не виді­ляються, хоч їх виділяємо в керні, а також іноді спостерігаємо за даними потокометрії з малим кроком поінтервального вимірювання. Вимірювачі потоку, як правомірно вважає більшість дослідників [500], дають змогу виснувати про обводнення пластів лише в узагальненому аспекті без виокремлення в „монолітних" пластах прошарків із товщиною, рівною кроку вимірювання (0, 2-0, 5 м). Припускається, що в такому „моноліт­ному" пласті рідина рухається окремими прошарками, проникність яких і визначає неоднорідність профілів припливу (або приймальності) і обвод­нення свердловини. Якраз на цьому основано методи селективної ізоляції обводнених інтервалів у „монолітних" пластах (глинисті пропластки товщиною до 0, 4-0, 5 м) у видобувних свердловинах, а в нагнітальних -роботи з вирівнювання профілю приймальності з метою зменшення його неоднорідності [500].

Так, покажемо умови прискореного просування води високопроникними пропластками на прикладі схеми поршневого витіснення [49]. Поршневе витіснення нафти - це ідеальний випадок, коли в пласті між нафтою й водою існує чітка межа поділу, попереду якої рухається нафта, а позаду - тільки вода, тобто біжучий водонафтовий контат збігається з фронтом витіснення.

Розглянемо у загальній постановці витіснення нафти водою з пласта змінного поперечного перерізу F(l), що показано на рис. 1.13, де k -

Рис. 1.13 — Схема поршневого витіснення нафти водою

коефіцієнт абсолютної проникності пласта; к'- коефіцієнт проникності для води в зоні витіснення (к'< к); /₀, /_п, L - відстані від контуру живлення пласта з тиском р_К до початкового і біжучого положень ВНК та до лінії відбирання рідини; р_К, р₀, р_П, р_с - тиски на лініях контуру живлення пласта, початкового й біжучого ВНК та відбирання; μ _в, μ _н- динамічні коефіцієнти в'язкості води та нафти; І, II, III - зони відповідно водяна, витіснення, нафтова.

Оскільки в часі змінюються розміри областей, зайнятих водою та нафтою, коефіцієнти провідності кμ _в, к'/μ _в, к/μ _н яких різні, то в процесі витіснення змінюються фільтраційні опори, дебіт і тиск на ВНК. Цей неусталений процес подаємо як послідовну зміну стаціонарних станів.

Тоді для зон водяної і витіснення витрату води і для нафтової зони витрату нафти записуємо за законом Дарсі, а оскільки внаслідок не­розривності потоку витрата рідин усюди однакова і рівна Q, загальну втрату тиску (р_К - р_с) одержуємо додаванням втрат тиску в окремих зонах, тобто

(1.5)

звідки отримуємо витрату рідини

(1.6)

де Ω 1(1) - загальний фільтраційний опір,

(1.7)

Якщо за час dt межа поділу пройде відстань dl, то відібрана кількість нафти Qdt заміститься такою ж кількістю води, а тоді із рівняння мате­ріального балансу після інтегрування отримуємо тривалість часу пере­міщення ВНК у вигляді:

(1.8)

де т' - коефіцієнт пористості в зоні витіснення з урахуванням залишкової нафти.

Формули (1.6) і (1.8) є загальним розв'язком задачі. Звідси легко одержати частинні розв'язки: а) для одновимірного витіснення, коли F(l) = F = const, dl=dx; б) для плоско-радіального витіснення, коли F(l) = 2π rh, dl = -dr, де F - площа фільтрації (поперечного перерізу потоку); х - декартова координата; r - радіальна координата; h - товщина пласта (пропластка).

Із рівняння (1.8) можна визначити відстань І_п = І_п (t) та, підставляючи /_п (0 у рівняння (1.7) і використовуючи формулу (1.6), легко знайти витра­ту рідини Q = Q(t). Зазначимо, що перепад тиску (р_к-р_с) тут взято пос­тійним.

Коли /_п = L, то з рівняння (1.8) одержуємо тривалість часу безводної експлуатації пласта (покладу). Ця тривалість часу прямо пропорціонально залежить від дебіту Q.

У разі витіснення нафти газом чи газу водою розв'язки можна значно спростити, якщо нехтувати втратами тиску під час руху в газовій зоні, а невідомий середній тиск у зоні руху газу визначити з рівняння мате­ріального балансу (маса видобутого газу дорівнює різниці мас газу в початковий і поточний моменти часу).

Цю задачу можна розширити і на багатопластовий об'єкт розробки, коли окремі пласти (прошарки) гідродинамічно не сполучаються між собою (наприклад, розділені глинистими пропластками) і характеризу­ються різними проникностями. З рівняння (1.7) маємо, що чим більший коефіцієнт проникності пласта (k і відповідно к'), тим меншим є фільтра­ційний опір Ω 1(1), а тоді із рівняння (1.8) випливає, що тим самим меншою є тривалість часу безводної експлуатації. Тобто вода швидко прори­вається у високопроникних пластах до лінії відбирання, обводнює продук­цію, а в малопроникних пластах біжучий ВНК знаходиться ще далеко від лінії відбирання. Досвід розробки багатопластових об'єктів засвідчує, що

прошарки з коефіцієнтом проникності в 5-10 разів меншим, ніж в інших, у разі спільної їх експлуатації практично не працюють (не віддають нафти). У реальних умовах задача про рух межі поділу значно складніша, оскільки ВНК здійснює складний просторовий рух. Вище ми вважали, що спочатку ВНК був паралельний контурам живлення пласта і від­бирання рідини. Припустимо, що в початковий момент часу ВНК не паралельний їм (рис. 1.14). Наближено розв'язок можна дістати, вико­ристовуючи, наприклад, метод „смужок", запропонований В.М. Щелкачовим. Для кожної смужки 1, 2, 3 можна записати дійсну швидкість руху рідини так:

(1-9)

Звичайно μ _н> μ._в Оскільки в часі за такої умови дебіт Q зростає, то швидкість dl/dt згідно з рівнянням (1.9) також зростає, причому залежить вона, як це слідує із формули (1.6), від розмірів нафтової та водяної зон. Отже, в смужці 1 ВНК рухається швидше, ніж у смужках 2 і 3. Тоді появиться так званий „язик обводнення" (половину його показано на рисунку). Він має тенденцію витягуватися з більшою швидкістю, ніж та, з якою рухається інша частина ВНК. Тому для запобігання появі „язиків обводнення" необхідно розміщати свердловини вздовж лінії, паралельної початковому положенню ВНК, тобто на однаковій відстані від почат­кового положення ВНК.

У реальних умовах пласти похилі. Межа поділу горизонтальна, але вона не паралельна лінії відбирання рідини (свердловині). Ми беремо розрахунковий ВНК (рис. 1.15). Згідно з розглянутим вище внутрішній ВНК рухається значно швидше зовнішнього (див. лінію В₀В, В₂). Різниця швидкостей руху цих ВНК призведе до деформації межі поділу (пунктирні

Рис.1.14- Схема використання методу Рис.1.15 -Схема руху водонаф- „смужок" тового контакту в похилому пласті

лінії) і до появи „язика обводнення". Отже, середні швидкості руху кон­туру нафтоносності по підошві пласта більші від швидкостей по покрівлі. Тому для покладів платформного типу, які розробляються при закон­турному заводненні або за природного водонапірного режиму, харак­терним є обводнювання свердловин із підошви пласта.

Виведемо ще умову стійкості руху межі поділу. Позначаємо во­дяну і нафтову зони номерами 1 та 2. Тоді швидкості фільтрації води й нафти за законом Дарсі з урахуванням сил ваги записуємо так:

(1.10)

(1.11)

де р_в, р_н - густини відповідно води та нафти; g - прискорення вільного падіння; z - вертикальна просторова координата.

Внаслідок збурень на межі поділу частинки води потрапляють в область, яка була зайнята нафтою. Тоді їх швидкість фільтрації

(1.12)

де (к,)₂- коефіцієнт проникностіпласта для води в нафтовій зоні.

Із рівняння (1.11) знаходимо градієнт тиску (др/дІ)₂ і підставляємо в рівняння (1.12):

.(1.13)

Умову стійкості руху межі поділу записуємо як різницю швидкостей фільтрації води і нафти, тобто

(1.14)

Якщо різниця швидкостей ∆ v ≤ 0, то рух межі поділу рідин буде стійким, а якщо Av ≥ 0, то рух не є стійким.

Позначивши кут нахилу пласта до межі поділу величиною а _н, маємо dz/dl = sin а _н. Тоді умову стійкості руху межі поділу (1.14) записуємо ще й так:

(1.15)

або за (к₁)₂ = k₂ [звичайно (к₁,)₂ < k₂]

(1.16)

Оскільки в разі стійкого руху різниця швидкостей ∆ v ≤ 0, то умову стійкості руху межі поділу із рівняння (1.16) за ∆ v = 0 записуємо через швидкість руху нафти ще й у такому вигляді:

(1.17)

Нехтуючи різницею густин води і нафти (р_в ≈ р_н) або за кута нахилу пласта а_н = 0 (пласт горизонтальний), умову стійкості руху записують із рівняння (1.15) і так через відношення коефіцієнтів рухомості:

(1.18)

Якщо λ ≤ 1, то рух межі поділу стійкий, а якщо λ > 1 - не стійкий. Тобто будь-яке спотворення форми ВНК буде швидко збільшуватися, якщо витіснювальна рідина є рухомішою за витіснювану.

Таке пошарове обводнення може відбуватися тільки на ділянці, де витримується глинистий (тобто непроникний) пропласток. Лінзоподібні пропластки погіршують характеристику витіснення, збільшують видо­буток супутньої води, знижують охоплення пласта заводненням, але в цілому не призводять до появи відокремлених фронтів заводнення. За лабораторними даними заводненням в однаковій мірі охоплено весь пласт, який складається із невідокремлених між собою прошарків товщиною 0, 16-0, 4 м і відношенням коефіцієнтів проникностей до 12, 5 (швидкість переміщення фронту витіснення близько 150 м/рік, відношення дина­мічних коефіцієнтів в'язкостей нафти і води рівне 1, 5 у пластових умовах), що пояснюється вертикальними перетіканнями рідини за рахунок гідро­динамічних і капілярних сил [500].

У „монолітних" пластах може спостерігатися багаторазова оборот­ність зміни профілю приймальності (поглинання), що пов'язується з системою „дихаючих" мікро- і макротріщин, кількість яких залежить від значини репресії тиску на пласт. За даними дослідження профілів погли­нання вірогідно можна встановити лише розподіл запомповуваної води по окремих гідродинамічно розмежованих пластах і в розрізі кожного пласта наявність тріщин великих розмірів та значної провідності, а також відті­кання запомповуваної води через отвори порушення герметичності за колоною. Для таких пластів доцільнішим є регулювати само заводнення в цілому по ділянці пласта, а не профіль приймальності [500].

У таких пластах невипадковою є низька ефективність ремонтно-ізоляційних робіт. Так, аналізом даних по 65 свердловино-операціях у

видобувних свердловинах з ізоляції запомповуваної води в „монолітних" пластах на Ромашкінському, Туймазинському і Усть-Баликському родо­вищах різними матеріалами (гіпан, суміші на основі акриламіду, латекс, піна, смола ТСД-9) було виявлено їх безрезультатність. При цьому профілі припливу до і після оброблення свідчили, що мета операції досягалась і ізолювалися максимально віддаючі інтервали та підключались до роботи нові інтервали. Тобто низька ефективність подібних робіт зумовлена характером переміщення і фільтрації води по пласту, а не недоліками технологій і водоізоляційних матеріалів [500]. Звідси вважається, що проста ізоляція будь-яких інтервалів у „монолітному" пласті є недо­цільною, а треба регулювати рух води в цілому по ділянці покладу. Це пояснюється тим, що в „монолітному" пласті глинисті пропластки тов­щиною до 0, 4-0, 5 м не здатні значно розділити і відокремити фільтраційні потоки в пласті [500], тому виконання ізоляційних робіт простим відклю­ченням яких-небудь інтервалів є недоцільним. Щоб досягнути перероз­поділу і регулювання фільтраційних потоків як по товщині, так і по площі покладу, потрібно створювати потоковідхилювальні (потокоскеровувальні) бар'єри в глибині пласта (в міжсвердловинних зонах) запомповуванням великих об'ємів селективних водоізолювальних матеріалів [88].

Роботи з відключення обводнених інтервалів у всьому діапазоні роз­міщення глинистих пропластків, які розділяють товщу горизонту або пласта, виконують без детального урахування залежності перебігу обвод­нювання ділянки покладу в часі від його літологічних особливостей [500]. Одним із видів таких робіт є відключення в товщі одного пласта інтер­валів, які характеризуються „піками" на профілях припливу (приймальності) у нафтовидобувних (нагнітальних) свердловинах.

Глинисті пропластки товщиною 0, 5-2 м розділяють пласт на окремі пропластки, хоч, як правило, не витримуються по всій площі покладу, але на окремих ділянках можуть сприяти пошаровому обводненню [500]. Для ефективної ізоляції води треба, щоб цей прошарок корелювався на ділянці між нагнітальною і видобувною свердловинами. Вивчення [500] про­дуктивних пропластків з різною проникністю і товщиною 0, 5-2 м показало, що вони те ж, як правило, не витримуються по всій площі покладу. Так, у 2151 свердловині Ромашкінського родовища глинисті розділи товщиною 0, 5-1 м корелюються тільки в 171 свердловині (8% числа досліджених), у той час як товщі 1-3 м відмічено в 651 свердловині (30, 6%). Це вказує на залежність обширів площового поширення пропластків від їх товщини. Для Узеньського родовища на відстані 200-250 м від нагнітальних сверд­ловин у видобувних свердловинах, обводнених на 70-90%, виявляються заводненими лише пропластки товщиною 0, 5-2 м (5-10% розкритої тов­щини) [500].

Глинисті пропластки товщиною понад 2-3 м розмежовують пласт на окремі пласти-пачки, які нерідко виділяють у самостійні об'єкти екс­плуатації [500]. У такому разі ці окремі пласти після настання їх граничної обводненості необхідно ізолювати, а, в цілому, з позиції підвищення нафто-вилучення необхідно збільшувати тиск нагнітання в нагнітальних сверд­ловинах з одночасним зниженням проникності пластів, які найінтенсивніше поглинають запомповувану воду.

Зрозуміло, що нерівномірність переміщення фронту заводнення по прошарках пласта в кінцевому підсумку визначає ефективність водо­ізоляційних робіт, так як після відключення обводненого інтервалу кіль­кість додатково видобутої нафти визначиться відставанням фронту за­воднення в інших експлуатованих інтервалах пласта [500].

Однак досвід обмеження водоприпливів у монолітних (за промислово-геофізичними даними) пластах показує, що і в таких пластах можуть знаходитися непроникні шари, які не вдається виявити методами промис­лової геофізики, але вони забезпечують достатню ефективність водоізо­ляційних робіт.

У разі високої неоднорідності пластів обводнювання свердловин нагнітальними або крайовими водами відбувається в загальному випадку інтенсивніше, ніж підошовними водами [179]. Однак, у кількісному спів­відношенні на родовищах з високов'язкою нафтою обводнення сверд­ловин підошовною водою, очевидно, переважає, оскільки в такому ви­падку ступінь неоднорідності пласта впливає менше, ніж зміна фільтра­ційних опорів вздовж підошви, яка зумовлена в'язкісною відмінністю флюїдів.

На характер обводнювання свердловин, розташованих у водонафтовій частині покладу, значно впливає відношення товщини нафтонасиченої частини h_н пласта до товщини водонасиченої частини hв [179]. Чим меншим є це відношення, тим менший безводний період експлуатації свердловин і вищий темп обводнювання. Водонафтовий фактор у сверд­ловинах за умови однакових темпів відбирання рідини зростає зі збільшен­ням водонасиченої товщини h_B. Однак, це зростання не пропорціональне збільшенню водонасиченої товщини h_B. Із підвищенням цього відношення обводненість продукції знижується. Нагадаємо, що в межах водона­сиченої частини свердловину не перфорують, тобто тут обводнювання зумовлюється утворенням „конуса" підошовної води. Аналогічне спосте­рігається і в газовому покладі з підошовною водою.

Деяку роль в обводнюванні відіграє, очевидно, і кут залягання пластів (місцезнаходження свердловин на структурі, а саме: а) відомий із підзем­ної гідрогазомеханіки (див. вище) випереджувальний рух ВНК (чи ГВК) вздовж підошви продуктивного пласта відносно руху вздовж покрівлі за

великих кутів залягання порід (внаслідок меншої відстані і відповідно меншої значини фільтраційного опору вздовж підошви між ВНК і верти­кальною свердловиною); б) „розтікання" запомповуваної води вздовж підошви покладу за малих кутів залягання порід (горизонтальний пласт) під дією гравітаційних сил. Інтенсивність розтікання води залежить від співвідношення динамічних коефіцієнтів в'язкостей води і нафти. Однак, тут дія гравітаційних сил буде значною тільки за дуже малих темпів заводнення (особливо пластів малов'язкої нафти з великою товщиною), що не є характерним для розробки більшості родовищ [179].

Механізм обводнювання газових покладів за пружноводонапірного режиму визначається мікро- і макронеоднородністю пластів, багато-пластовою будовою і ін.

У разі однорідного однопластового родовища перерозподілом відбо­рів по свердловинах можна добитися рівномірного переміщення газоводяного контакту наступаючої контурної води. Період безводної, а також і водної роботи свердловини залежить в основному від розташування її на структурі і величин відбору газу із свердловини і в цілому із покладу. Зменшенням відбору газу із свердловини можна приглушити вплив кону-соутворення пластових вод, особливо в анізотропних за проникністю пластах, і створити умови для стійкої роботи обводнюваної свердловини. При цьому не доцільно відбирати великі об'єми води із свердловин, які обводнюються, а газ, що залишився в зонах дренування даних сверд­ловин, буде витісненим водою до інших свердловин. Коефіцієнт газовилучення із такого родовища визначається в основному защемленням газу в заводненій зоні. Такі ж коефіцієнти газовилучення повинні отримуватися в неоднорідному однопластовому родовищі, проте при ретельнішому контролі за розробкою.

Складніший механізм обводнювання свердловин є на родовищах, що складаються з багатьох пластів газу, гідродинамічно сполучених між собою в окремих місцях внаслідок літологічного заміщення порід і ін. Характер обводнювання залежить від співвідношення значин коефіцієнтів проникності кожного пласта і розподілу їх по розрізу. Оскільки швидкість переміщення фронту ГВК пропорційно змінюється з коефіцієнтом проник­ності, то ГВК швидше наближається до свердловини в пластах з високою проникністю. Розподіл тиску в пласті при усталеній фільтрації не залежить від коефіцієнта проникності, лійка депресії тиску в газовому пласті є крутішою, ніж в пласті, насиченому рідиною, середній тиск у газовому пласті майже рівний тиску на контурі пласта і значно вищий, ніж в пласті, насиченому рідиною. Тому, якщо пласти різної проникності розташовані по розрізу від низу до верху так, що значини їх коефіцієнтів проникностей зменшуються, то перетікань води із заводненої частини нижчезалеглого

пласта в газову частину вищерозміщеного пласта через газогідродинамічні „вікна" не буде. У протилежному випадку або при довільному роз­поділі пластів різної проникності по розрізу матимуть місце гравітаційні перетікання води із заводненої частини вищерозміщеного пласта в газову частину нижчезалеглого пласта. Внаслідок перетікання води і насичення газової частини нижчезалеглого пласта водою фазова проникність для газу в ньому знижується, фазова проникність для води зростає. Оскільки сума коефіцієнтів фазових проникностей для газу і води є меншою коефіцієнта абсолютної проникності, то фільтраційний опір зростає. У результаті в нижчезалеглому, заводненому через газогідродинамічне „вікно" пласті рух флюїдів сповільнюється, що в кінцевому підсумку призводить до відсікання і утворення ціликів газу в заводненій зоні пласта. Об'єм і щільність подібних ціликів газу залежить від щільності газогідродинамічних вікон, темпу розробки родовища. Важливу роль при цьому відіграють процеси капілярного просочування. Мозаїка ціликів газу є настільки складною і випадковою, що можна в даний час говорити тільки про імовірний її стан, не дивлячись на те, що окремі елементи її можна змоделювати (наприклад, перетікання води).

Якщо пласти газогідродинамічно не сполучені між собою, то рівно­мірності переміщення ГВК можна добиватися відповідною гідроди­намічною досконалістю розкриття кожного пласта (наприклад, різною щільністю перфорації свердловини навпроти різних пластів). Це рішення можна розповсюдити і на родовища, які включають газогідродинамічно сполучені пласти. При цьому вірогідність утворення ціликів газу значно знижується.

Інтенсифікацію припливу газу доцільно проводити селективно, причо­му діяти треба на низкопроникні пласти. При неселективній інтенсифікації за звичайною технологією, зокрема солянокислотного оброблення, діян­ню піддаються найбільш дреновані високопроникні пласти, в результаті вода наближається до свердловин по цьому напряму ще швидше. Кар­тина обводнювання ускладнюється, ймовірність утворення ціликів газу зростає. У кінцевому підсумку це призводить до зниження кінцевого коефіцієнта газовилучення. Що стосується ціликів за рахунок обходу водою по площі, то їх створення аналогічне подібному в однопластових неоднорідних пластах з деяким ускладненням і можливо при значній нерівномірності дренування.

Розробка і експлуатація більшості газових і газоконденсатних родо­вищ на пізній стадії супроводжується значними масштабами обводнення пластів і свердловин. Характерним у цьому відношенні є приклад роз­робки Битківського газоконденсатного родовища, розробка якого прохо­дить при зростанні об'ємів річного видобутку води, що супроводжується

ростом значини водного фактора, а кількість свердловин, які вибувають із експлуатації через обводнення, інтенсивно зростає.

Нами проведено аналіз вторгнення пластових вод на прикладі захід­ного крила Битківського блока, яке на сьогодні вже повністю обвод­нилось. На основі фактичних даних побудовано зміну тривалості експлуа­тації свердловин (тривалості часу від початку введення в експлуатацію до повного обводнення) у залежності від їх розміщення щодо початкового положення ГВК (абсолютна відмітка -1945 м), тобто відстані від нижніх отворів фільтра до початкового положення ГВК. Ця залежність близька до лінійної і добре корелює майже зі всіма свердловинами західного крила Битківського блока. Виняток становлять лише свердловина № 450, яка введена в експлуатацію з самого початку розробки родовища, коли пластовий тиск був близьким до початкового, і свердловина № 7, що знаходиться біля поперечного тектонічного порушення між Битківським і Пасічнянським блоками. Свердловина № 481 спочатку експлуатувала лише низи манявских відкладів, які обводнились у терміни, котрі добре корелюють з даною залежністю. Потім у свердловині ізолювали цю частину відкладів манявської свити і розкрили вигодсько-пасічнянскі відклади, після чого вона ще тривалий час експлуатувалася із значним дебітом газу.

Все це вказує на те, що обводнення свердловин Битківського блока (західне крило) в основному відбувалось контурними водами, які надхо­дять по найбільш проникних пластах і пропластках, тобто режим роз­робки покладу є пружноводонапірним з невеликим коефіцієнтом ком­пенсації. Не виключеною є також можливість локального проривання вищерозміщених вод зниженої мінералізації по тектонічних розломах і порушеннях. Складність геологічної будови Битківського газоконденсат­ного родовища і навколишнього водонапірного басейну ускладнює харак­теристику обводнювання покладу в цілому. Тут необхідним є проведення глибокого аналізу даних розробки родовища, експлуатації свердловин, геофізичних і геохімічних досліджень з метою проектування різних заходів щодо підвищення коефіцієнта газоконденсатовилучення із пластів, зокре­ма, таких як ізоляція окремих обводнених пропластків, видобування газу із свердловин, що обводнюються, та обводнених свердловин і ін.

З аналізу динаміки та характеристики обводнювання свердловин і результатів дослідно-промислових робіт із відпомповування води з обвод­нених свердловин механізованими способами також слідує висновок, що в західному крилі Битківського блока найбільш продуктивними є відклади манявської свити, по якій, імовірно, і відбулося обводнення цієї частини покладу. На це вказує те, що велика частина газу була видобута свердло­винами, котрі експлуатували манявські відклади, їх першочергове обвод-

нення, а також досвід відпомповування води із свердловин штанговим на­сосом та із свердловини № 481 - за допомогою газліфта. Це підтверджує і досвід ізоляційних робіт, виконаних у свердловині № 2 та в ряді інших свердловин родовища, коли після відсікання нижньої частини продук­тивного розрізу разом з обмеженням припливу води значно знижувався і приплив газу.

Таким чином, можна зробити висновок, що обводнення Битківського блока (західне крило) відбулося за рахунок закономірного піднімання контурних вод по найбільш проникних ділянках манявских відкладів. Оскільки в умовах активного входження в поклад пластових вод на свердловинах не застосовувалися ефективні методи видалення рідини з їх вибоїв і обмеження її припливу, відбулося їх передчасне обводнення.

Випереджувальне просування води пластом зумовлюється також відмінністю в'язкостей флюїдів, тобто відношенням динамічного коефі­цієнта в'язкості нафти до динамічного коефіцієнта в'язкості води. Чим більшим є це відношення, тим швидше обводнюються пласти і сверд­ловини. Одним із найперспективніших методів боротьби з передчасним обводненням пластів, що зумовлено величиною в'язкісного співвідно­шення, є витіснення нафти водою, загущеною полімерами [179].

Окрім фізичних характеристик колектора і пластових рідин та газів, на передчасне обводнення свердловин і покладів значний вплив, мабуть, виявляють капілярні процеси, які залежать від поверхневого натягу на межах нафта-вода, стінки пор-пластовий флюїд, від форми порових каналів, від радіуса пор і крайового кута змочування. їх несприятливе поєднання з мікронеоднорідністю і шаруватістю пластів призводить до нерівномірного просування води покладом [179].

Отже, із урахуванням геологічних особливостей покладів шляхами передчасного обводнення свердловин в таких випадках є:

1) „язики" запомповуваної чи контурної води в зонально-неодно­рідному пласті по площі покладу (охоплення заводненням по площі);

2) „конуси" підошовної води в однорідному пласті;

3) найпроникніші пласти в багатопластових об'єктах (верхні, середні або нижні водоносні пласти) чи пропластки в шарувато-неоднорідному пласті (охоплення по товщині продуктивного пласта);

4) високопроникні тріщини в тріщинуватому чи тріщинувато-порис­тому пласті.