Тюменский индустриальный университет

Нажиб Осама

Обводнение добывающих скважин нагнетаемыми водами в процессе

поддержания пластового давления

Аннотация

На многих месторождениях России наблюдается сильное обводнение

скважин. По мере вытеснения пластового флюида водой случается

неизбежное заводнение скважин водой, правда в последнее время виной

этому ещё и отслужившие свой срок скважины, это приводит к уменьшению

дебитов и в некоторых случаем к полному его прекращению. В данной

работе рассматриваются причины обводнения скважин, проблемы из-за

обводнения скважин и различные методы предотвращения и устранения

обводнения скважин.

Ключевые слова: обводнение, скважины, нефть, газ.

Key words: flooding, wells, oil, gas.

Применение метода заводнения

Cамый распространенный в мире метод воздействия на продуктивные

пласты разрабатываемых месторождений. В Российской Федерации свыше

90 % всей нефти добывается из заводняемых месторождений.

Геолого-физические факторы

Как правило, при заводнении трещиноватых или трещиновато-пористых

продуктивных пластов по причине наличия разветвленной системы трещин

происходит

быстрый

прорыв

воды

от

нагнетательных

скважин

к

добывающим.

Рисунок – Трещиноватость и тектонические разломы между добывающей и

нагнетательной скважинами

Ученые-геологи утверждают, что даже при минимальном изучении

неоднородность продуктивных пластов обнаруживается практически сразу

же, т.к. суточные дебиты скважин, находящихся на одном кусту и

эксплуатирующих один продуктивный пласт, резко отличаются. Даже в

лабораторных условиях при визуальном изучении образцы горных пород,

выносимых из поисковых, разведочных или добывающих скважин, обладают

различными литологическими свойствами.

Общепризнано, что все продуктивные пласты, по крайней мере,

характеризуются тремя видами неоднородностей:

а) расчлененность продуктивных пластов линзами и отдельными

пропластками;

б) неравномерность фильтрационноемкостных свойств пластов по

латерали;

в) монолитные пласты по разрезу также могут отличаться по

проницаемости.

Представленные выше виды неоднородностей продуктивных пластов

вызывают неравномерность потоков флюидов, создают преграды при

извлечения углеводородов, приводят к преждевременной обводненности

скважин, затрудняют обработку пластов кислотами, поверхностноактивными

веществами и др.

В слоисто-неоднородных продуктивных пластах, как правило, первыми

начинают обводняться пропластки, имеющие высокую проницаемость, в то

время как в других продолжается вытеснение нефти нагнетаемой водой.

Большинство продуктивных пластов не представляют собой некую

однородную пористую среду, и связано это, в первую очередь, с условиями

осадконакоплений, длившимися миллионами лет. Пласты представляют

собой

бессистемное

чередование

проницаемых

терригенных

и

непроницаемых

глинистых

зон,

пропластков

и

линз.

Расчлененность

продуктивных пластов бывает столь велика, что даже в интервале

стратиграфического разреза одной скважины в продуктивном пласте могут

выделяться до 10 отдельных пропластков и выше.

Таким образом, любые включения непроницаемых интервалов в

залежи существенно ухудшают условия ее дальнейшей разработки, т. к. они

являются

«барьерами»,

препятствующими

движению

флюидов

к

добывающим скважинам в любых направлениях. Однако, как уже было

сказано ранее, в некоторых случаях (в водонефтяных или газонефтяных

зонах) такие непроницаемые участки способны предохранить добывающие

скважины от преждевременного прорыва подошвенных вод.

Поэтому при применений методов ограничения водопритоков (ОВП) в

нефтяных или газовых скважинах, желательно знать расположение по

разрезу непроницаемых линз, барьеров и экранов, для того, чтобы обеспечить

целенаправленного закачивания применяемых химических реагентов в

нужные

интервалы

обводненного

пласта,

и

тем

самым

надежно

заблокировать пути поступления воды в добывающие скважины.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

При нагнетании воды в нагнетательные скважины вокруг последних

начинают образовываться каналы с высокой проницаемостью, по которым

начинает двигаться вода в сторону добывающих скважин. Часто возникает

такая ситуация, когда между каналами могут оставаться «целики» нетрону-

той или малоподвижной нефти, и добычу из которых возможно путем зарез-

ки и бурения боковых стволов из добывающих скважин, забои которых про-

буриваются в эти нетронутые запасы.

Также необходимо отметить, что регулируя вязкость нефтевытесняю-

щего реагента, можно влиять на процесс вытеснения нефти к забоям добы-

вающих скважин.

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТКОВ

1.

Клещенко И.И. Теория и практика ремонтно-изоляционных работ

в нефтяных и газовых скважинах: учебное пособие / И.И. Клещенко, Г.П.

Зо- зуля, А.К. Ягафаров. – Тюмень, ТюмГНГУ – 2010. – 340 с.

2.

Леонтьев Д.С. Методические аспекты диагностики причин

обвод- нения нефтяных скважин / Д.С. Леонтьев, И.И. Клещенко; Известия

ВУЗов. Нефть и газ. - 2015. - № 2. С.61-67.

3.

Свидетельство

о

госрегистрации

программы

для

ЭВМ

М.:ФСИС.- 2015. - №2015661314. Диагностика причин обводнения

нефтяных и газовых скважин; заяв. 2015618131; опубл. 23.10.2015.

4.

Леонтьев

Д.С.,

Клещенко

И.И.,

Долгих

Е.Ф.

Разработка

программ- ного продукта «Диагностика причин обводнения нефтяных и

газовых

сква-

жин»;

Нефть

и

газ

Западной

Сибири:

материалы

международной научно- технической конференции. Т. 2. Разработка и

эксплуатация нефтяных, газо- вых и газоконденсатных месторождений /

ТюмГНГУ; отв. ред. П. В. Евтин. – Тюмень: ТюмГНГУ. – 2015 г. – С. 102-

112.

5.

Пат. 1078036 СССР. Е 21 В 43/32. Состав для селективной

изоляции пластовых вод в нефтяных и газовых скважинах / И.И.

Клещенко, В.И. Ов- чинников, В.Е. Пешков, А.К. Ягафаров (СССР).- №

3496314, заяв. 18.06.82; опубл. 07.03.84, бюл. № 9.

6.

Байдаков

О.С.

Применение

материалов

«Mikrodur»

для

инъекцион- ных работ при укреплении грунтов и усилении конструкций.

Метро и тон- нели. 2005. № 6. С. 34 - 38.

7.

Алексеев С.В. Микродур – инъекционное минеральное вяжущее

и

опыт

его

применения

/

Международная

научно-техническая

конференция

8.

«Технологии,

оборудование,

материалы,

нормативное

обеспечение и мони- торинг для тоннельного строительства и подземных

частей высотных зданий». – М.: Тоннельная ассоциация России, 2006. – С.

198 - 200.риалы. 2005. прове- дении водоизоляционных работ в нефтяных

и газовых скважинах; материалы докладов студенческой академии наук. –

Тюмень: ТюмГНГУ, 2014, с. 132-136.

9.

Пат. 2326922 Российская Федерация, МПК С09К 8/504 (2006.01).

Состав для ремонтных работ в скважинах / Клещенко И.И., Сохошко С.К.,

Паникаровский Е.В. и др. ; заявитель и патентообладатель ФГБОУ ВПО

«Тюменский

государственный

нефтегазовый

университет».

–

№

2006134101/03 ; заявл. 25.09.2006 ; опубл. 20.06.2008, Бюл. № 17. – С. 6.