Если вы скопируете книгу или главу книги, Вы должны незамедлительно удалить ее сразу после ознакомления с содержанием. Копируя и сохраняя его Вы принимаете на себя всю ответственность, согласно действующему международному законодательству. Любое коммерческое и иное использование кроме предварительного ознакомления запрещено. Публикация данной книги не преследует никакой коммерческой выгоды, но документ способствуют быстрейшему профессиональному росту читателей и являются рекламой бумажных изданий таких документов. Все авторские права сохраняются за правообладателем. В случае претензий со стороны авторов книг/издательств обязуюсь убрать указанные книги

Глава 2. Причины обводнения скважин
2.1. Воды нефтяных месторождений
Реальные геологические породы практически всегда содержат воду в том или ином виде. И породы, содержащие или окружающие залежи нефти и газа, не исключение. Обычно нефтяное или газовое месторождение окружено водой. Важнейшие параметры этих месторождений (начальное давление, температура в пласте, режим пласта в процессе добычи нефти и т.п.) зависят от залегания вод. Поэтому для разработки месторождения, а также для планирования мероприятий по увеличению нефтеотдачи и ограничения водопритока необходимо знать интервалы залегания и направления движения воды [1, 3, 4, 5, 7, 16]. Вода в нефтяном месторождении может залегать в том же пласте, что и нефтяная залежь, занимая его пониженные части, а также в самостоятельных водоносных горизонтах. В процессе добычи нефти вода может поступать в нефтяную залежь, продвигаясь по тому же пласту, и из других водоносных пластов. Для облегчения распознавания вод нефтяных месторождений по относительному положению водоносных и нефтеносных пластов классифицируют следующим образом: 1. Краевые или контурные 2. Подошвенные 3. Промежуточные 4. Верхние (относительно данного горизонта) 5. Нижние (относительно данного горизонта) 6. Тектонические Расположение вод нефтяных месторождений относительно нефтяных горизонтов показано на рис. 3. Краевые или контурные воды залегают в пониженных частях нефтеносных пластов. Рис. 3. Расположение вод нефтяных месторождение относительно нефтяных горизонтов: 1 – вода со свободной поверхностью (ненапорная вода); 2 – вода верхняя относительно нефтеносного горизонта (верхняя напорная вода); 3 – краевая вода приконтурной зоны; 4 – вода нижняя относительно нефтяного горизонта (нижняя напорная вода); 5 – краевая вода; 6 – подошвенная вода; 7 – глубинная вода, восходящая по сбросу; 8 – нефть; 9 – глины; Н – глубина уровня; h – напор Подошвенными называют краевые воды в тех скважинах, в которых верхняя часть пласта насыщена нефтью, а нижняя – краевой водой. Подобные скважины обычно встречаются в приконтурной зоне пласта. В некоторых случаях, как это показано на рис. 3 для нижнего нефтеносного пласта, контакт между нефтью и водой залегает выше подошвы пласта и вода является подошвенной на всем протяжении нефтяной залежи К промежуточной воде относятся воды пластов или пропластков, залегающих в разрезе скважин среди нефтеносных пластов. Верхними называются воды всех водоносных пластов, залегающих выше эксплуатационного пласта, а нижними – воды всех пластов, залегающих ниже данного нефтеносного пласта. Тектоническими называются воды, поступающие по дислокационным трещинам. Кроме того, выделяют еще искусственно введенные в нефтяной пласт воды – это воды, нагнетаемые с поверхности при законтурном и внутриконтурном заводнениях. Помимо классификации вод относительно нефтяных горизонтов различают воды: свободную (гравитационную, капиллярную, сорбционно-замкнутую), физически связанную (стыковую, рыхлосвязанную, прочно связанную), парообразную, твердую, в виде включений в минералах, химически связанную. Свободная гравитационная вода находится в водопроницаемых пористых и трещиноватых породах в капельно-жидком состоянии, т.е. в свободной форме, передающей гидростатическое давление и передвигающейся под действием силы тяжести. Запасы этой воды в породах практически неисчерпаемы и именно она является основным объектом изучения. Капиллярная вода пронизывает поры и трещины пород, имеющие размеры капилляров. Капиллярная вода подчиняется менисковым силам и только при сплошном насыщении может передавать гидростатическое давление. Сорбционно-замкнутая вода представляет собой свободную воду, изолированную от основной массы воды перемычками, заполненными стыковыми (или связанными водами). Физически связанная вода удерживается на поверхности минеральных частиц силами молекулярного сцепления и имеет форму тончайших пленок толщиной до нескольких сотен диаметров молекулы воды. Химически связанная вода подразделяется на цеолитную (содержащуюся в минералах в непостоянном количестве), кристаллизационную (входящую в состав минералов в постоянных количествах), конституционную (входящую в состав кристаллической решетки и способную к выделению только при полном разрушении минералов).
2.2. Свойства вод нефтяных месторождений
Воды нефтяных месторождений могут различаться по своим физическим и химическим свойствам. По характеристикам воды можно судить об источнике ее поступления в скважину. Кроме того, от свойств конкретной поступающей в скважину воды зависит применимость того или иного химического реагента для ограничения водопритока в скважину [1, 3, 4, 5, 16]. Подземные воды нефтяных и газовых месторождений родственны остальным подземным водам. Они представляют собой сложные растворы, содержащие растворенные соли, ионы, коллоиды, газы и механические частицы. Специфика их состава объясняется, с одной стороны, условиями залегания в хорошо изолированных пластах, что приводит к глубокой метаморфизации вод, а с другой – взаимодействием с углеводородами, что обуславливает привнос в них ряда микрокомпонентов. Под химическим составом воды понимают состав растворенных в ней веществ, исключая растворенные газы. В водах найдено более 50 химических элементов, но значительным распространением пользуются немногие из них. Главными в природных водах являются шесть ионов, содержащих восемь элементов. Среди них три аниона – хлор (Cl- ), сульфат (SO42-) и гидрокарбонат (HCO3-) и три катиона - натрий (Na+), кальций (Ca2+) и магний (Mg2+). Помимо этих главных ионов значительно распространены в водах карбонат-ион (CO32-), калий (K+) и железо (Fe2+ и Fe3+). Остальные элементы встречаются в ничтожных количествах (микрокомпоненты). Из них наиболее известны бром (Br -), иод (I-), аммоний (NH4+), литий (Li+), стронций (Sr2+) и др. Суммарное содержание в воде растворенных солей, ионов и коллоидов называется минерализацией воды. Она обычно выражается в г/100 г или г/л раствора. Минерализация вод нефтяных и газовых месторождений меняется в очень широких пределах – от пресных вод с содержанием солей менее 1 г/л до крепких рассолов с минерализацией 400 г/л и более. Обычно выделяют пресные воды – до 1 г/л, солоноватые – до 10 г/л, соленые – до 50 г/л и рассолы – более 50 г/л. Минерализация и химический состав вод определяют все их физико-химические свойства в поверхностных условиях (плотность, вязкость, электропроводность, реакция среды и др.). Применение методов ограничения водопритока основанных на взаимодействии реагента с пластовыми водами высокой минерализации будет осложнено в случае низкой минерализации пластовых вод. С другой стороны в целях предупреждения преждевременного отвердения реагента иногда приходится предварительно закачивать оторочку пресных вод. Отличительная особенность вод нефтяных месторождений – их высокая минерализация при относительном обогащении хлоридами и бромидами, что обусловлено высокой гидрохимической закрытостью, способствующей интенсивно идущим процессам метаморфизма. Газосодержание подземных вод обычно не превышает 1,5 – 2,0 м3/м3, во многих случаях оно составляет 0,2 – 0,5 м3/м3. В составе водорастворенного газа обычно преобладает метан, затем следует азот, двуокись углерода, гомологи метана, гелий и аргон. В некоторых случаях доминирующее положение занимают азот или углекислота. При углекислотном составе газа в связи с очень высокой растворимостью двуокиси углерода в воде газосодержание подземных вод аномально возрастает, достигая иногда 10 – 20 м3/м3 и более. Максимальное потенциально возможное газосодержание определяется растворимостью газа в воде, которая зависит от давления, температуры, минерализации воды и состава газа. Плотность воды в пластовых условиях зависит главным образом от ее минерализации, пластовых давления и температуры. Как правило, величины плотности воды в пластовых условиях отличается от ее значений в поверхностных условиях не более чем на 20 %. В большинстве случаев вода в пласте менее плотная, чем на поверхности, поскольку пластовая температура обычно намного выше стандартной температуры 20 0С. Однако в условиях пониженных пластовых температур, например, в зоне развития вечной мерзлоты, плотность воды в пластах может быть равна или даже несколько больше плотности воды в поверхностных условиях. Вязкость подземных вод зависит в первую очередь от температуры, а также минерализации и химического состава воды. Газосодержание и давление оказывают гораздо меньшее влияние. В большинстве случаев вязкость пластовых вод нефтяных и газовых месторождений составляет (0,2 – 1,5) мПа·с. Сжимаемость пластовой воды несколько изменяется в различных интервалах давления, но в основном зависит от минерализации, химического состава, пластовой температуры и газосодержания. Коэффициент сжимаемости вод нефтяных и газовых месторождений обычно лежит в пределах (3?5)·10-4 мПа-1. Эта величена в целом небольшая (вода - плохо сжимаемая жидкость). Поскольку в недрах существуют высокие пластовые давления, в ряде случаев со сжимаемостью воды приходится считаться. Определение температуры воды различных горизонтов на разных глубинах имеет весьма важное практическое значение. По температуре воды можно судить о глубине притока, так как с глубиной температура вод систематически возрастает соответственно геотермической ступени данной местности. С увеличением температуры вода расширяется. Это явление характеризуется коэффициентом термического расширения (изменение единицы объема тела при повышении его температуры на 1 0С). Тип и свойства пластовой воды оказывают значительное влияние на применимость различных методов и реагентов для ограничения водопритока.
2.3. Источники обводнения
Высокие темпы добычи нефти заводнением на нефтяных месторождениях и геолого-геофизические особенности строения продуктивных пластов приводят к интенсивному и быстрому обводнению добываемой продукции скважин задолго до достижения потенциально возможного уровня добычи нефти. При этом наряду с закономерным обводнением значительная часть скважин обводняется преждевременно из-за прорыва вод по высокопроницаемым пропласткам эксплуатируемого объекта, нарушения герметичности заколонного пространства в интервале продуктивных пластов, подтягивании конусов подошвенной воды (рис. 4) [9, 10, 11, 17, 18, 19, 20, 21]. Рис.4. Основные причины, приводящие к обводнению добываемой из скважины продукции Кроме того, многие залежи нефти приурочены к водонефтяным зонам, где из скважин с первых же дней эксплуатации отбирают обводненную продукцию. Фонд таких скважин уже на начальных стадиях разработки составляет 15…20 % и более. В результате в среднем почти в 2 раза увеличиваются темпы обводнения разрабатываемых месторождений, резко сокращаются сроки их безводной эксплуатации. Несмотря на различие факторов обводнения, прорыв воды в добывающую скважину всегда приводит к снижению конечной нефтеотдачи пластов вследствие снижения пластового давления, т.е. пластовой энергии. Нарушение герметичности эксплуатационной колонны, вследствие ослабления резьбовых соединений, коррозийного разрушения, прожога электрическим током, механического повреждения труб при ремонтных работах и других нарушений крепи скважины выше продуктивного интервала перфорации, приводит к преждевременному обводнению нефтесодержащих пластов верхними водами, не участвующими в вытеснении нефти. Попадание их в скважину, с одной стороны приводит к росту энергетических затрат на отбор из скважины посторонней воды, с другой стороны, эта вода, проникая в продуктивный пласт, ухудшает условия притока нефти из продуктивного пласта, снижает фазовую проницаемость для нефти. В связи с этим ограничение водопритоков в скважины необходимо начинать в процессе строительства скважины путем обеспечения надежной крепи и качественного разобщения продуктивных пластов. Нарушения герметичности эксплуатационной колонны устраняются с помощью установки перекрывающих устройств, смены труб и применением специальных герметиков и в связи с этим, в этой книге подробно не рассматриваются. При низком качестве разобщения пластов, возникающем из-за нарушения герметичности как самого цементного камня, так и контакта его с обсадными трубами или стенкой скважины, к вышеописанным негативным факторам добавляются возникающие перетоки жидкостей между пластами, которые приводят не только к резкому снижению производительности добывающей скважины по нефти, но и отражаются на конечной нефтеотдаче пластов из-за возможного оттока нефти из призабойной зоны скважины. Нередко приток воды из-за заколонных перетоков в несколько раз превышает приток жидкости из продуктивного пласта. Традиционно для восстановления разрушенного цементного камня применялась заливка цементным раствором, однако данное мероприятие неизбежно приводит к негативному воздействию на призабойную зону скважины. В связи с этим более перспективно применение для этих целей селективных или частично селективных материалов, типа полиуретанов, синтетических смол или кремнийорганических соединений (АКОР, состав 119-296Т). Еще одной причиной поступления воды в скважину является подтягивание конусов подошвенной воды (рис. 5). Создающаяся вокруг ствола скважины зона пониженного давления способствует поступлению воды к отверстиям перфорации несмотря на то, что на удалении от скважины общее положение водонефтяного контакта значительно ниже. По мере продолжения форсированного отбора жидкости из скважины конус подошвенных вод поднимается все выше и может полностью перекрыть приток нефти из пласта. Рис. 5. Образование конуса подошвенных вод в скважине: 1 – нефтенасыщенная часть пласта, 2 – водонасыщенная часть пласта, 3 – интервал перфорации Особенно легко создаются конусы воды в однородных по проницаемости пластах и при большей разности вязкостей нефти и пластовой воды, причем конусы воды возникают тем быстрее, чем больше вязкость нефти по сравнению с вязкостью воды. Анизотропия пласта, когда проницаемость по наслоению значительно выше проницаемости перпендикулярно слоистости, и небольшая разность вязкости нефти и пластовой воды затрудняют образование конусов подошвенной воды, а наличие даже очень незначительного по мощности прослоя глинистой породы, если он не нарушен бурением, может вообще предотвратить возникновение конуса воды. Таким образом, возможность образования конусов воды в значительной степени зависит от свойств нефти и воды в пластовых условиях, степени анизотропии пласта, наличия или отсутствия прослоев непроницаемых пород в разрезе продуктивного пласта и темпа разработки пласта. Наиболее эффективным способом борьбы с поступлением в скважину воды из-за конусного обводнения является создание непроницаемого экрана в области ВНК. Для этого могут применяться разнообразные полимерные, полимердисперсные, полимергелевые, волокнисто-дисперсные системы, позволяющие создать достаточно протяженный экран для продвижения воды. Для большей прочности вблизи ствола скважины этот экран обычно докрепляется отвержающимися материалами – цемент, АКОР и т.п. Размеры экрана определяются в зависимости от толщины пласта, вязкости нефти, ширине зоны перфорации и т.п. Как отмечалось, на поздних стадиях разработки месторождений с целью поддержания дебитов нефти на определенном уровне приходится прибегать к заводнению нефтяных пластов, нагнетая под высоким давлением воду или растворы на ее основе. Это в свою очередь приводит к форсированному обводнению добываемой нефти пластовой и закачиваемой водой вследствие прорыва закачиваемой воды к добывающим скважинам и подъема водонефтяного контакта (ВНК). В связи с образованием обширных промытых зон в продуктивном пласте основная масса закачиваемой воды движется по высокопроницаемым пропласткам и трещинам, не оказывая существенного влияния на выработку низкопроницаемых пропластков. Таким образом, в пласте образуются отдельные целики, представляющие собой изолированные связные нефтяные зоны. Часть целиков является подвижной, но по мере дальнейшей разработки возрастает доля неподвижных целиков. Предельное состояние пласта можно охарактеризовать существованием нефти только в виде неподвижных целиков, определяющих конечную нефтеотдачу. Существенную роль в длительности каждого этапа играет начальная водонасыщенность пласта: для низкой начальной водонасыщенности весьма длительно движение связной фазы, для высокой начальной водонасыщенности (например, для низкопроницаемых пластов) разделение первоначально связной нефти происходит достаточно быстро. Для преодоления негативных последствий преждевременного прорыва воды по высопроницаемым интервалам, как правило, применяется два подхода. Первый из них основан на закачке в нагнетательные скважины составов, образующих в пластовых условиях нерастворимую систему (осадок, гель), препятствующую движению воды. При закачке подобные составы в первую очередь поступают в наиболее проницаемые интервалы и, как следствие, именно они подвергаются наибольшему тампонированию. Кроме того, это приводит к перераспределению фильтрационных потоков в пласте и вовлечению в разработку ранее слабодренируемых зон пласта. Часто подобные технологии называют потокоотклоняющими. Для этого может использоваться множество химических материалов – полимерные композиции, как в чистом виде, так и с наполнителями, волокнисто-дисперсные системы, резиновая крошка, жидкое стекло, вязкие нефти, нефтекислотные системы, кремнийорганические продукты и многие другие. Другой подход основан на гидрофобизации пород призабойных зон добывающих скважин. Это приводит к изменению фильтрационной способности для нефти и воды и таким образом в призабойной зоне образуется своего рода гидрофобная мембрана, хорошо пропускающая нефть и замедляющая воду. Применение осадко- или гелеобразующих составов при таком типе обводнения в добывающих скважинах малоэффективно, поскольку блокированные зоны высокопромытых интервалов легко обходятся водой и эффект оказывается низким. Кроме того, применение таких составов может снижать проницаемость пласта вблизи добывающей скважины, что отрицательно сказывается на дальнейшей эксплуатации скважины. Применение же гидрофобизаторов позволяет воздействовать на всю вскрытую перфорацией толщину пласта, приводя к гидрофобизации как пород водопромытых зон, так и нефтеносных интервалов. Никакого негативного воздействия на фильтрацию нефти через ПЗП при этом не происходит. Наиболее эффективно блокируется продвижение воды по высокопроницаемым промытым интервалам при комбинированном применении обоих подходов – комплексным воздействием одновременно на нагнетательные и добывающие скважины. Нередко продуктивный пласт представляет собой чередование пропластков с различной проницаемостью. Это приводит к разной скорости обводнения пропластков и одновременному поступлению в скважину воды и нефти по пропласткам с различной проницаемостью. В этом случае возникает необходимость отключения обводненных пластов и пропластков из разработки на основе избирательного снижения проницаемости пласта относительно воды. В литературе [19, 20] встречаются примеры соотношения разных видов обводнения. Так, из всех скважин Елоховского месторождения 234 скважин обводнились по заколонному пространству из нижележащих пластов вследствие низкого качества разобщения пластов водоносных горизонтов, 6 – из-за подъема водонефтяного контакта, 36 – из-за продвижения контурной воды, 96 – из-за прорыва по пласту закачиваемой воды и 2 скважины – вследствие нарушения герметичности эксплуатационной колонны (табл. 2.1). Таблица 2.1 Соотношение разных видов обводнения на примере Елоховского месторождения Татарстана [19, 20] Показатель Тип поступающей в скважины воды Пластовой Закачиваемой Верхней По заколонному пространству Из-за подъема ВНК Продвижения контурной воды Число скважин 234 6 36 96 2 Вместе с тем, необходимо отметить, что интенсивность обводнения скважин закачиваемыми водами значительно выше, чем обводнение пластовой водой. Причем рост этого показателя связан не с увеличением числа обводненных скважин, а с повышением содержания в них воды. Так из 96 обводненных закачиваемой водой скважин было добыто 2,02 млн. м3 воды, в то время как остальные 1,88 млн. м3 добыты из 278 скважин обводненных пластовой водой. Это позволяет говорить о том, что задача ограничения притока воды в добывающие скважины по промытым зонам является наиболее актуальной.

На главную страницу