Методи їх встановлення_____

Проблему обмеження водоприпливів до нафтових і газових сверд­ловин належить розглядати як комплекс геолого-промислових і техніко-економічних задач, а саме: а) діагностика обводнювання свердловини;

б) вибирання методу ізоляційних робіт у відповідності до характеру обводнювання свердловини; в) економічне обгрунтування робіт з ізоляції водоприпливів; г) прогнозування і запобігання передчасних обводнень свердловин [179].

У поданій на рис. 1.17 схемі систематизовано дані про методи визна­чення характеру обводнювання свердловин, методи вивчення характеру насичення колектора, способи оцінки якості цементування за узагаль­неними причинами обводнення свердловин. За даними вивчення фак­тичного матеріалу щодо причин обводнення можна виділити три групи свердловин [179].

Перша група. Свердловини, в яких обводнення зумовлено тех­нічними причинами.

До технічних причин відносяться особливості будування свердловин: буріння, розкриття продуктивних пластів, обладнання вибою, цемен­тування обсадної колони, перфорація, а також наступні ускладнення, які виникають у процесі експлуатації (різні порушення герметичності екс­плуатаційної колони).

Свердловини першої групи обводнюються сторонніми (верхніми, нижніми і середніми) водами, які надходять через неякісний цементний камінь або через отвори порушення герметичності в експлуатаційній колоні. Збитковість експлуатації нафтових і газових свердловин із сто­ронньою (чужою) водою настільки очевидна, що не потребує пояснень.

У ряді випадків експлуатація обводнюваних свердловин цієї групи може призвести до порушення вимог з охорони надр.

У залежності від шляхів обводнювання свердловин першої групи можна виділити дві підгрупи.

Підгрупа 1А. Обводнення свердловин сторонніми водами, які надхо­дять через неякісне цементне кільце.

На формування цементного каменю впливають різні фактори, а саме:

а) геологічні фактори - природа газу, води, нафти; тектонічні пору­шення; градієнт тиску гідророзриву пласта; літологія порід (у першу чергу наявність солей); мінералізація пластових вод; температура і тиск;

б) техніко-технологічні фактори - конструкція свердловини; стан стовбура свердловини; якість промивного розчину; властивості тампо­нажного розчину; використання різних найновіших технологічних заходів.

Частина названих факторів може бути врахована, змінена і відре­гульована під час цементування колон.

На нафтогазовидобувних підприємствах застосовуються наступні методи вивчення якості кріплення свердловин:

1. Термометричний метод (ТМ). Застосовується термометрія для визначення висоти підняття цементного розчину в затрубному просторі

Рис.1.17. – Характер обводнення свердловин і методи його визначення

за різким зсувом кривої зміни (залежності) температури вздовж стовбура свердловини на термограмі.

2.Метод радіоактивних ізотопів (МРІ). Свердловину цементують розчином, який активований радіоактивною речовиною. Після затвер­діння цементу у свердловину опускають цементомір і знімають криву гамма-випромінювання, на якій інтервал цементування відмічається різким зсувом. У ході вимірювання записується крива інтенсивності гамма-випромінювання, яка характеризує зміну товщини цементного каменю навколо обсадної колони, а також вздовж свердловини.

3. Гамма-гамма каротаж (ГГК). Місце знаходження межі цементного каменю і глинистого розчину відмічається зниженням інтенсивності розсіяних гамма-випромінювань. Різка диференціація кривої ГГК пояс­нюється неоднорідністю цементного кільця, зміною діаметра сверд­ловини, ексцентричністю розташування колони в пробуреному стовбурі тощо. Застосовується також цементомір.

4. Акустичний каротаж (АК). Амплітуда звукового сигналу, який проходить через пласт, залежить від щільності контакту цементного каменю з пластом і обсадною колоною. Однак, сучасні акустичні цементоміри, як і цементоміри, що основані на вимірюванні інтенсивності радіоактивних випромінювань, не дають надійних відомостей щодо гер­метичності контакту цементного каменю зі стінками свердловини.

5. Випробовування обсадної колони на герметичність внутрішнім тиском або випробовування на приплив рідини у свердловину.

Підгрупа 1Б. Обводнення свердловин сторонніми водами, які над­ходять через отвори порушення герметичності в експлуатаційній колоні.

Основними причинами, що зумовлюють приплив чужих вод, можуть бути: а) металургійна недоброякісність металу (наявність у трубі тріщин, раковин тощо); б) негерметичність муфтових з'єднин (неякісне кріплення труб під час опускання); в) руйнування колони під дією агресивних вод (корозія зовнішніх і внутрішніх поверхонь обсадних труб); г) надмірні перепади тиску на обсадну колону і цементне кільце під час освоєння, експлуатації і ремонту свердловини; ґ) утворення тріщин у процесі пер­форації; д) механічне пошкодження колони труб у ході підземного і капі­тального ремонтів; є) прогоряння експлуатаційної колони внаслідок непра­вильної експлуатації свердловини зануреними електронасосами тощо.

Для виявлення припливу чужих вод застосовуються такі методи:

1) хімічний аналіз вод у випадку підтікання верхніх вод, які відрізняються за складом і мінералізацією від пластових вод продуктивних пластів;

2) дослідження свердловинними дебітовитратоміром, резистивиметром, електротермометром і густиноміром; 3) поінтервальне опресування колони з допомогою пакера; 4) поінтервальне запомповування активова-

ної рідини по всій експлуатаційній колоні; 5) поінтервальне протискування в'язкої рідини з опресуванням (падіння тиску реєструється манометром).

Друга група. Свердловини, в яких різке обводнювання продукції цілком зумовлено технологією розробки родовища і настає внаслідок припливу підошовних, контурних і запомповуваних вод.

Підгрупа 2А. Обводнювання свердловин в однорідному монолітному пласті внаслідок рівномірного підтягування ВНК (ГВК) або утворення конуса пластової підошовної води в процесі технологічного діяння (роз­робки) на поклад.

Для вивчення характеру насичення пластів застосовують такі методи:

1. Нейтронні методи визначення ВНК чи ГВК (нейтронний гамма-каротаж - НГК, нейтрон-нейтронний каротаж - ННК, метод наведеної активності - НА).

2. Імпульсні і нейтронні методи (імпульсний нейтрон-нейтронний каротаж - ШНК та імпульсний нейтронний гамма-каротаж - ШГК у комплексі з гамма-каротажем ГК, НГК і ГК, ННК). Добрі результати одержуються за наявності високомінералізованих вод (густиною до 1120 кг/м³), у яких тривалість життя теплових нейтронів є у два рази більшою, ніж у нафтоносній і газоносній частинах пласта.

3. Протискування радіоактивних ізотопів за експлуатаційну колону через фільтр свердловини (визначення характеру насиченості і виявлення водопровідних каналів з водонасичених інтервалів до експлуатаційного фільтра).

4. Запомповування в пласт прісної чи високомінералізованої води (в оберненій залежності від ступеня концентрації солей пластових вод) із записом кривої НГК у ході дослідження.

5. Вимірювання свердловинними дебітовитратоміром, вологоміром, густиноміром, термісторним дебітоміром, термометром; застосування індикаторів (вивчення кількості та властивостей рідини, визначення про­філів припливу).

6. Визначення верхньої межі обводнення в пласті.

Підгрупа 2Б. Обводнення свердловин у неоднорідних пластах кон­турними і нагнітальними водами, які надходять по окремих найпроник-ніших пропластках.

Методи визначення характеру насиченості пласта такі ж, що й у сверд­ловинах, які розкрили однорідний монолітний пласт (див. підгрупу 2А).

Третя група. Свердловини, обводнення яких зумовлено геологічною будовою продуктивної товщі.

Сюди відносимо існування „літологічних вікон" (зон злиття) між горизонтами, переміщення вод по площинах скиду в тектонічно екра­нованих покладах і т. д., коли обводнення одного нафтового пласта

(блока) в процесі експлуатації свердловин відбувається водами іншого пласта (блока).

Міжпластові перетікання, які викликають обводнення свердловин третьої групи, є недопустимими і їх слід негайно усунути з метою охорони надр та здійснення контролю за розробкою пласта.

Щоб визначити, чи сполучаються пласти між собою, можна скори­статися зіставленням деяких прямих і непрямих ознак: а) відсутність щільної непроникної глинистої межі між пластами; б) поява води у сверд­ловинах, розташованих всередині контуру суцільної нафтогазоносності; в) аномально високі пластові тиски всередині зони відбирання; г) аномальне положення ВНК чи ГВК; ґ) тектонічне порушення (скиди, насуви) та рух рідин і газу по площинах ковзання.

До ефективних геофізичних методів контролю обводнювання верти­кальних свердловин у першу чергу слід віднести методи дебітовитратометрії (термокондуктивної і вертушкової), вологометрії, густинометрії, барометрії і термометрії [300].

Ефективних методів боротьби з обводнення горизонтальних сверд­ловин поки не вдалося знайти. Одна із головних причин такого стану є недостатня інформативність існуючих методів контролю, які були роз­роблені для застосування у вертикальних свердловинах. У горизон­тальних свердловинах питомі дебіти, як правило, є значно меншими, а напрям і розшарування як одно-, так і багатофазного потоку набагато складніші, ніж у вертикальних свердловинах. Існує об'єктивна складність постачання геофізичних приладів, особливо в комплексному (багато­модульному) виконанні, що не дає змоги виконати одночасне записування декількох контрольних параметрів, і є неабиякою умовою підвищення вірогідності досліджень. Тому доводиться компенсувати це багато­разовим опусканням в інтервал дослідження різнотипних приладів, що значно ускладнює можливість відтворення необхідного режиму дослід­ження, одержання зіставимих і однозначних результатів, прив'язування результатів каротажу до стовбура свердловини. Досвід досліджень за умов карбонатного розрізу показав, що з метою вірогідної оцінки місце­знаходження і протяжності інтервалів водо- і нафтоприпливів у гори­зонтальних свердловинах геофізичні комплекси приладів повинні містити модулі: а) акустичного широкосмугового хвилевого каротажу або акус­тичного відеокаротажу (для розділення інтервалів водо- і нафтонасиче-ності та зон структурних порушень привибійної зони пласта); б) спектро­метричного гамма-каротажу (для забезпечення точного прив'язування вимірів до глибини); в) двоканального вологоміра (для визначення складу пластового флюїду в осьовому і радіальному потоках); г) диференціаль­ного термометра.

Таким чином, для успішного виконання ізоляційних робіт насамперед необхідно знати характер, причини та закономірність надходження води у свердловини, її належність до певного горизонту та інтервал його заля­гання.

У цілому, для вивчення шляхів надходження води застосовують промислово-геофізичні методи дослідження: в необсаджених сверд­ловинах - електрокаротажі; в обсаджених - методи запомповування радіоактивних індикаторів (ізотопів), термометрію, імпульсний нейтронно-нейтронний каротаж (ШНК), запомповування азоту, а також використо­вують побічну інформацію: хімічний склад води, яка припливає, її мінера­лізацію (за хімічним аналізом води) тощо. Однак ці методи ще не завжди є надійними. Тому питання про можливість ізоляції припливу води часто доводиться вирішувати із залученням даних інших досліджень або дос­лідним шляхом, на основі результатів самих ізоляційних робіт.

Нижче показано доцільність всестороннього підходу до встановлення причин обводнення свердловин на прикладі Анастасіївського нафто­вого родовища.

Анастасіївське нафтове родовище є найбільш продуктивним не тільки в НГВУ " Охтирканафтогаз", але і в Україні. У ході його розробки сфор­мувалась тенденція різкого, катастрофічного обводнювання окремих нафтових свердловин, яка зумовила їх зупинку. Враховуючи економіко-господарську важливість цього родовища і поточні задачі ефективної його розробки, нами виконано аналіз і обґрунтування причин різкого обвод­нювання свердловин та сформульовано шляхи його усунення [81].

На площі Анастасіївського родовища повсюдно поширеним є продук­тивний горизонт В-19а, в якому виділяються три промислово-нафтоносні пласти: В-19а₂, В-19а₃, В-19а₄. Продуктивний пласт В-19а2 складається в основному з пісковиків, які в західній і східній частинах заміщуються алевролітами і аргілітами. Розміри його 13, 2x4 км і висота 128 м. Пласт В-19а₃ як колектор розвинутий у нижній частині Анастасіївського скиду, на Лукашівському і в більшій частині Кубашського скидів. На Анастасіївському скиді він зливається з пластом В-19а₄. На східній частині Кубаш­ського скиду він заміщений аргілітами, а в зоні свердловин №№ 73, 74, 17, 56, 69 зливається з пластом В-19а₄. Його розміри менші і становлять 5, 2x2, 2 км при висоті 71м. Пласт В-19а₄ має складне розповсюдження по площі. На абсолютній відмітці -4331м знаходиться ВНК. Поклад пласта В-19а₄ має розміри 10, 2x2, 7 км і висоту 81 м.

Над продуктивними пластами знаходиться водоносний горизонт В-18, який поширений регіонально і характеризується ефективними товщинами пісковиків 15-40 м. На більшій частині площі встановлено наявність глини­стої перегородки (перемички) між горизонтами В-18 і В-19, товщина якої

коливається від 2 до 12 м. Крім цього, над продуктивними пластами знахо­диться малопроникний пласт В- 19а,, товщина якого становить 5-15 м.

На основі сучасних уявлень про фільтраційні потоки стосовно до умов Анастасіївського родовища ми висунули п'ять гіпотез причин обвод­нювання: а) обводнювання законтурними водами; б) проривання пере­городки між горизонтами В-18 і В-19; в) виклинювання перегородки у міжсвердловинних зонах між горизонтами В-18 і В-19; г) наявність сверд-ловин-обводнювачів (як нафтових, так і водозабірних); ґ) заколонні верхні чи нижні перетікання (руйнування цементного кільця у свердловинах).

Обводнення законтурною водою можна пов'язувати або із „язико-утворюванням", або із проривом води по окремому високопроникному пропластку чи по тріщині, тобто з близьким розміщенням обводненої свердловини від поточного положення ВНК у порівнянні з навколишніми свердловинами. При цьому наголосимо, що в разі проривання води по окремому пропластку чи тріщині характер обводнювання свердловин все-таки є поступовим і його ніяк не можна вважати раптовим, коли свердловину внаслідок повного обводнення доводиться зупиняти. Деяка закономірність обводнювання свердловин у часі спостерігається вздовж лінії в напрямку від ВНК до свердловин №79 (обводнена у квітні 1983 p.), №50 (квітень 1984р.), №139 (травень 1987р.). Але на цій лінії розміщена високодебітна свердловина №108, продукція якої має незначний вміст води. Розгляд решти свердловин приводить до висновку, що ця гіпотеза не підтверджується.

Як перегородку ми розглянули і глинистий пропласток, і пласт В-19а,. За геофізичними даними глинистий пропласток виклинюється в районі свердловини №139. Аналіз блок-діаграми, оцінка величини накопиченого відбору нафти (рідини) по обводнених і навколишніх свердловинах, зістав­лення характеру зміни пластового тиску в часі по обводнених сверд­ловинах, по всьому пласту і окремих ділянках уможливили відхилити і цю гіпотезу, що передбачала обводнення свердловин через літологічне „вікно".

Різке проривання води через перегородку може відбуватися по тріщи­нах. Оскільки проривання води спостерігалося раптовим, то, без сумніву, тріщини повинні бути закритими в початковий період або взагалі від­сутніми. Розкривання чи утворення тріщин у перегородці могло би відбу­тися внаслідок її розривання так, як відбувається гідророзрив пласта. Відомо, що в глинистих породах вертикальна і горизонтальна складові внутрішньої напруги практично рівні. Тоді вертикальний розрив перего­родки можна було би пов'язувати тільки з поровою структурою глинистих мінералів. Глини відносяться до пластинчастих мінералів. Наприклад, частинки добре відкристалізованого глухівського каолініту мають форму

гексагональних пластинок з базовим розміром від тисячі до декількох тисяч ангстрем. Такі плоскі частинки за даними досліджень мінералогів вкладаються переважно базовими площинами одна до одної, тобто част­ково є орієнтованими, а тільки ізометричні частинки (їх розміри в декілька разів менші від вказаних вище) можуть мати контакти площина-ребро. Тоді для них малоймовірним є утворення суцільних вертикальних каналів, оскільки сполучення пор сусідніх шарів має лабіринтоподібний характер. Звідси, не аналізуючи навіть можливих перепадів тисків на глинисту перегородку, ми прийшли до висновку про неможливість утворення вертикальних тріщин і вертикального розриву перегородки.

Свердловинами-обводнювачами можуть бути видобувні (повністю обводнені), водонагнітальні і водозабірні свердловини. У такому випадку обводнювання пов'язується: а) для видобувних свердловин з надход­женням води в навколишні сусідні нафтові свердловини по пласту; б) з негерметичностями стовбурів водонагнітальних чи водозабірних сверд­ловин.

У першому випадку апріорі треба припускати, що свердловина-об-воднювач обводнилася з іншої причини, у т. р. також внаслідок негерме-тичності стовбура. Разом з тим ми провели аналіз щодо обводнювання сусідніх свердловин від апріорі обводненої свердловини по продуктивному пласту, тобто коли свердловина-обводнювач перетворюється в „нагніталь­ну". Аналіз виконали по порядку обводнення групи свердловин у часі, по­чинаючи із свердловини № 54, яка обводнилася першою (березень 1980 p.). У роботі [324] стосовно до родовищ Західного Сибіру сформульовано три основні гіпотези про причини групових порушень цілості обсадних колон у свердловинах, а саме: 1) гіпотези, що пов'язують порушення з текто­нічною діяльністю земної кори, з підвищенням сонячної активності, зі спливанням діапірів (гірських порід меншої густини); 2) гіпотези, що вра­ховують здатність монтморіллонітових глин набухати і створювати до­датковий тиск на колону труб; 3) гіпотеза, яка базується на тому факті, що на невеликих глибинах у випадку гідророзриву пласта утворюється тріщина горизонтальної орієнтації, котра викликає додаткові осьові зусил­ля на колони труб при вертикальному переміщенні гірських порід або згинаючі напруги через пластичну течію перезволожених глин і діатомітів. Але ці гіпотези про причини порушення цілості обсадних колон не вдалося підтвердити матеріалами по Анастастасіївському родовищу, хоч зали­шили для аналізу причини утворення каналів у затрубному просторі і наявність високого перепаду тиску між пластами щодо гіпотези про ство­рення додаткового тиску на колону.

Заколонні перетікання води можуть відбуватися з ряду причин. Як можливі чинники, які визначають негерметичність заколонного простору,

прийняли 14 параметрів, а саме: водоцементне відношення розчину; застосування буферних рідин і центрувальних пристроїв; швидкість висхідного потоку; марку цементу; тиск в обсадній колоні під час очіку­вання тужавіння цементу; використання бурових розчинів на вуглевод­невій основі; величину зазору між гірською породою і обсадною колоною труб; зенітний кут викривлення свердловини в межах між нафтовим і водяним пластами; щільність перфораційних отворів; тип перфоратора; значину градієнта тиску між водяним і нафтовим пластами; умови ос­воєння свердловини; якість цементування. Найбільш інформативною ознакою виявилась якість цементування. Одним із основних критеріїв якості цементного кільця, який можна встановити з допомогою акустич­ного методу визначення якості цементування (АКЦ), є якість зчеплення цементу з експлуатаційною колоною труб.

Якість цементування Х₁₄ можна виразити, як відношення суми якос­тей зчеплення с, цементного каменю з колоною в інтервалі між водяним і нафтовим пластами до суми добутку довжини кожної ділянки /, на якість зчеплення с, на ній, тобто формулою:

(1.19)

Згідно з результатами методу акустичного контролю цементування (АКЦ) приймаємо якість зчеплення цементу таку: 1 - зчеплення від­сутнє; 2 - часткове; 3 - суцільне погане; 4 - добре.

Так, наприклад, за результатами АКЦ у свердловині № 50 якість зчеплення цементу з 127-міліметровою колоною в інтервалі 0-4700 м вкрай незадовільна. В інтервалі між водоносним горизонтом В-18 і продуктивним горизонтом В-19 часткове зчеплення має місце в інтер­валах 4630-4634; 4638-4640; 4645-4653 і 4657-4668 м, тобто 25 м із 38 м. Погане зчеплення в інтервалах 4563-4568; 4613-4630; 4634-4638; 4640-4645; 4653-4657 м (всього 35 м із 94 м). У решті інтервалу (610 м) зчеплення цементного кільця з колоною відсутнє взагалі. Якість цемен­тування по свердловині № 50 і решті свердловин, що різко обводнилися, подано в табл. 1.8.

У процесі розробки Анастасіївського родовища пластовий тиск у продуктивному горизонті В-19 поступово знижується. У водоносному горизонті В-18 тиск можна вважати постійним. Перепад тиску між горизонтами В-18 і В-19 зростає. У результаті, за наявності неякісного цементного кільця, можуть виникати заколонні перетікання рідини.

97

Пластовий тиск у горизонті В-18 на момент проривання води не ви­мірювався. І взагалі вимірювання пластового тиску в горизонті В-1 К проводилося дуже рідко. Крім того, абсолютний тиск у горизонті В-18 у різних районах розміщення свердловин є різним. Тому, за відсутності повних даних для аналізу, ми змушені були брати значину пластового тиску в горизонті В-18, яка відповідає досягнутому пластовому тиску у горизонті В-19, коли в нього прорвалася вода (мабуть, він є дещо за­ниженим). Перепад тиску для визначення градієнта тиску на момент проривання брали як різницю між мінімальним пластовим тиском, зафік­сованим у горизонті В-19, і досягнутим пластовим тиском у горизонті В-19 (див. табл. 1.8).

Так, наприклад, свердловина № 50 обводнилася у квітні 1985 року. Свердловина освоєна 08.12.1984 року. Перфорацію проведено в інтервалі 4492-4479 м (горизонт В-196). У процесі випробування свердловини одер­жано фонтанний приплив нафти. У березні 1985 року середньодобовий де­біт нафти становив 88 т/добу, а у квітні - 66, 4 т/добу. Вимірювання плас­тового тиску проводилося в березні 1985 року, тиск становив 45, 0 МПа, а у квітні 1985 року - уже 47, 14 МПа. У цьому ж місяці свердловина різко і повністю обводнилася.

Подібні явища спостерігалися на свердловинах №№ 52, 54, 56, 63, 73, 75, 77, 79, 139. Свердловина № 102 обводнилася в процесі буріння.

Типовою є динаміка зміни пластового тиску в продуктивному гори­зонті свердловини № 54 (рис. 1.18).

У результаті аналізу даних (див. табл. 1.8) встановлено, що градієнт тиску grad р _B (параметр Х₁₂), за якого відбулися проривання води, зміню­ється в межах 0, 7956-0, 0304 МПа/м, а якість цементування при цьому -від 0, 014 до 0, 254. Також спостерігається тенденція: чим вищою є якість цементування, тим більшим виявився градієнт тиску між водяним і нафтовим пластами на момент проривання води (рис. 1.19). Оскільки параметр Х₁₂ являє собою вертикальний градієнт тиску проривання води, то його можна назвати критичним градієнтом тиску. Тоді у свердловинах, які на даний час ще не обводнилися, не слід допускати в ході експлуатації таких вертикальних градієнтів, що були б рівними чи більшими даного критичного градієнта тиску. Для цього по кожній свердловині за даними АКЦ достатньо визначити параметр Х₁₄, і за графіком рис. 1.19 знайти критичний градієнт тиску (параметр Х₁₂)-

Для зручності користування і точності прогнозу одержали кореляційну залежність цих параметрів (індекс кореляції 0, 612):

Х₁₄= 0, 7586 + 0, 1734 In gradp_B. (1.20)

Неконтрольовані заколонні перетікання води якимось чином повинні

впливати на роботу навколишніх свердловин (свердловин дослідного

Рис. 1.18- Зміна пластового тиску у Рис 1.19 -Взаємозв'язок параметрів Х₁₂ і Х₁₄ свердловині №54 в часі: 1 - момент стосовно свердловин Анастасіївського проривання води родовища: / - кореляційна залежність

поля). Вважаємо, що обводнена видобувна свердловина фактично почала працювати, як водонагнітальна.

Для визначення впливу заколонних перетікань води на роботу сверд­ловин запропоновано використовувати метод характеристик витіснення. Ці характеристики (емпірична залежність, наприклад, типу „накопичений видобуток нафти-накопичений видобуток рідини") відображають ре­альний процес вироблення запасів нафти і пов'язану з ним динаміку обводнювання продукції при розробці на режимі витіснення нафти водою.

Виникнення змін у системі розробки, пов'язаних з появою перетікань води з горизонту В-18 у продуктивні пласти, відбивається на формі харак­теристик витіснення, оскільки змінюється характер динаміки обвод­нювання продукції. Інтегральні характеристики витіснення, як правило, стійкі, слабко „реагують" на випадкові короткочасні зміни процесу роз­робки родовища і змінюють свою форму тільки при суттєвих змінах процесів вилучення нафти [109].

Для визначення впливу заколонних перетікань на роботу навколишніх свердловин нами використано інтегральну характеристику витіснення, запропоновану A.M. Пірвердяном:

(1.21)

де Qн і Qр - накопичені з початку розробки видобутки нафти і рідини відповідно; А і В - коефіцієнти, які визначаються статистичним оброб­ленням фактичних даних.

Для аналізу брали свердловини, котрі розміщені поблизу свердловин, які обводнювалися заколонним перетіканням, і котрі експлуатують той же

горизонт, що і свердловина, яка обводнилася (дослідні поля). Взаємодію між цими свердловинами визначали методом кореляційного аналізу. Щільність кореляційного аналізу встановлювали з використанням коефі­цієнта рангової кореляції Кендала [567]. Характеристику дослідних полів наведено в табл. 1.9.

Таблиця 1.9- Характеристика дослідних полів для визначення впливу заколонних перетікань води на роботу сусідніх нафтових свердловин Анастасіївського родовища

По полях інших свердловин, що обводнилися заколонними переті­каннями, аналіз не проводили у зв'язку із введенням в експлуатацію

Рис. 1.20 - Характеристика витіснення по сверд­ловині №57 поля свердловини №54: 1 - момент проривання води у свердловині №54

навколишніх свердловин пізніше, після виникнення заколонних перетікань і відсутністю необхідного обсягу даних для прове­дення аналізу.

Як приклад одну із ха­рактеристик витіснення (свердловина №57 поля свердловини №54) наве­дено на рис. 1.20.

Аналізуючи характе­ристики витіснення по до­слідних полях, ми прийшли до висновку, що заколонні перетікання у свердлови­нах №№ 54, 73 і 139 пози­тивно вплинули на роботу навколишніх свердловин.

За характеристиками витіснення можна оці-нити також кількість води (та її витрату), яка перетекла

по негерметичному заколонному просторі, вважаючи, що її об'єм рівний об'єму додаткової нафти (різниця між об'ємами прогнозної кривої харак­теристики витіснення і фактичної). Результати розрахунків наведено в таблиці 1.10.

Таблиця 1.10 - Оцінка значин витрати заколонних перетікань у свердловинах Анастасіївського родовища

Можна вважати, що додаткова нафта появилася за рахунок заміщення (витіснення) її водою, яка перетекла з горизонту В-18 у продуктивний пласт.

На основі виконаних досліджень ми прийшли до наступних висновків. На Анастасіївському родовищі виникли неконтрольовані заколонні пере­тікання води з водоносного горизонту В-18 у продуктивні пласти нижчезалеглого горизонту В-19. Причиною цього є неякісне цементування обсадних колон у свердловинах та зниження пластового тиску в про­дуктивних пластах.

Необхідно не перевищувати критичного градієнта тиску, забезпе­чивши для подальшої безпечної експлуатації свердловин підвищення і підтримування пластового тиску в продуктивних пластах шляхом вве­дення в роботу нагнітальних свердловин.

Оригінальним, як на нашу думку, є часткове переведення видобувних свердловин, що обводнилися, в нагнітальні. Це перш за все свердловини №№ 54, 139, 73. Доцільно створити в цих свердловинах перепускання води з горизонту В-18 у продуктивні пласти, що уможливить підвищити плас­товий тиск у горизонтах В-19 і В-20 і водночас знизити тиск у горизонті В-18. Це перепускання води повинно бути контрольованим, а для цього слід у цих свердловинах ізолювати заколонні перетікання, простріляти експлуатаційну колону навпроти горизонту В-18 і перепускати воду в продуктивні горизонти через стовбур свердловини, що дасть змогу керу­вати перетіканнями і кількісно їх реєструвати.

Для усунення заколонних перетікань рекомендуємо попередньо ство­рити в нижній частині пласта-обводнювача В-18 (при цьому можливе наступне використання його для водозабору в цій свердловині) спеціальні кумулятивні отвори в інтервалі 0, 5-1, 0 м, а відтак запомповувати тампо-

нувальний матеріал через ці отвори у водяний пласт і канали перетікання води. Тиск запомповування не повинен перевищувати тиску гідророзриву

пласта В-18.

Тампонувальний матеріал повинен бути легкофільтрівним, перетво­рюватися в ізоляційний тампон зразу після припинення нагнітання, водо-нерозчинним і гідрофобним, з густиною, більшою густини води (див. нижче). Доцільно забезпечити введення дисперсного наповнювача з величиною розмірів частинок, що збільшуються (див. нижче). Може бути використаним один із таких тампонувальних матеріалів: продукт 119-204 із групи олігоорганохлорсилоксанів; композиція АКОР; композиція на основі поліуретанового клею КІП-Д і зеленого масла; гідрофобний тампо­нажний матеріал ГТМ-3. Спочатку рекомендується провести термо­метрію в інтервалі між горизонтами В-19 і В-20, зняти геотерму, зробити спробу інтерпретації термограми на предмет перетікань та кількісної оцінки перетікань через негерметичне кільце, встановити вибійну пробку від вибою до підошви горизонту В-18 (до покрівлі горизонту В-19 з деяким перекриттям) із дисперсного матеріалу і вище - цементний міст, а тоді оцінити приймальність горизонту В-18 через спецотвори за тиску, що не перевищує тиску гідророзриву пласта.

Таким чином, причиною раптового обводнення нафтових свердловин Анастасіївського нафтового родовища є неякісне цементування екс­плуатаційних колон та зниження пластового тиску в нафтових пластах. Це підтверджено встановленою кореляційною залежністю між вертикальним градієнтом тиску проривання води по заколонному простору і якістю цементування (за даними АКЦ) в інтервалі між водяним і нафтовими пластами. Оцінку об'єму і витрати води, що перетікає по заколонному простору обводнених свердловин у нафтовий поклад, можна провести, використовуючи запропонований з цією метою метод характеристик витіснення. Не слід перевищувати граничний градієнт тиску, визначений для кожної свердловини за кореляційною залежністю, забезпечивши підтримування пластового тиску, у т. р. переведенням ряду обводнених свердловин у нагнітальні, провівши попередньо ізоляційні роботи.