Причины и анализ обводненности башкирско-серпуховской залежи Уньвинского нефтяного месторождения Соликамской депрессии

Обводненность продукции большинства разрабатываемых месторождений России является серьезной и распространенной проблемой нефтяной промышленности. В последние годы наблюдается стремительный рост обводненности: за 3 года ее средний уровень поднялся более чем на 5%, а в масштабах страны такой темп обводнения привел к потерям порядка 76 млн т нефти [3]. В связи с этим все более остро встает вопрос об уменьшении количества добываемой воды с целью снижения эксплуатационных расходов и увеличения добычи нефти. Проблема состоит в том, что эффективность применяемых сегодня технологий ограничения водопритоков остается невысокой. Это связано с недостаточным пониманием причин поступления воды в добывающие скважины и, как следствие, с неправильным подбором материалов и технологий ремонтно-изоляционных работ.

Главными причинами поступления воды в добывающие скважины можно назвать негерметичность обсадного кольца; поступление воды из близлежащих водоносных горизонтов, не являющихся объектами разработки; конусообразование (прорыв) воды в интервал перфорации из подошвы пласта; опережающий прорыв закачиваемой в пласт воды по высокопроницаемым каналам и пропласткам [1]. Возникновение тех или иных причин связано в первую очередь с геологическим строением залежи, а также с особенностями применяемой на месторождении системы разработки.

Интересными с точки зрения обводненности являются каменноугольные башкирско-серпуховские (Бш-Срп) отложения Соликамской депрессии, представленные неоднородными по строению карбонатными коллекторами, в которых наблюдается неравномерность потоков жидкости. Происходит прорыв воды по высо-

копроницаемым пропласткам, а пропластки с малой проницаемостью вовлекаются в разработку в меньшей степени. Последующие попытки вовлечения их в процесс разработки вызывают нерациональное увеличение объемов закачиваемой воды, что и приводит к обводнению продукции. Росту темпов обводнения способствует и карбонатный тип коллектора, характеризующийся наличием зон трещиноватости, способствующих перетоку вод из водоносных горизонтов к добывающим скважинам, а также улучшению их гидродинамической связи с нагнетающими скважинами [2].

В пределах Уньвинского месторождения Бш - Срп пласт характеризуется высокой степенью неоднородности, выражающейся крайне высоким уровнем расчлененности (К расч =21,40) и низкой величиной коэффициента песчанистости (К пес =0,35). Ситуация усугубляется еще и применяемой на месторождении внутри-контурной с разрезанием на блоки системой заводнения. Хотя обводненность Бш-Срп отложений в целом не превышает проектную, однако в некоторых скважинах добыча воды достигает критических величин.

В настоящее время Уньвинское месторождение находится на 3-й стадии разработки. На данном этапе выявление причин обводнения продукции возможно путем анализа промысловых данных и увязки их с фильтрационно-емкостными характеристиками пород-коллекторов.

Для проведения анализа были рассмотрены данные по 115 добывающим скважинам действующего фонда. С целью систематизации первичных данных и получения на этой основе сводной характеристики всего объекта была проведена группировка скважин по выделенным на основе статистических методов интервалам обводненности (рис.1). На представленной гистограмме четко видно, что подавляющее большинство скважин характеризуются низкой степенью обводненности (менее 40%), и лишь немногие являются проблематичными.

Нам в первую очередь будут интересны скважины, в которых фактическая обводненность превысила проектную (таблица). Для выявления причин увеличения добычи воды были построены поля корреляции, отражающие зависимость обводненности от различных геолого-технологических показателей разработки (пластового давления, эффективных нефтенасыщенных толщин, проницаемости, дебитов нефти, дебитов жидкости) (рис. 2). По результатам проведенного корреляционного анализа было выялено, что обводненность скважин напрямую зависит от темпов отбора жидкости, проницаемости пород-коллекторов, а также величины пластового давления.

0 -10 10 -20 20 -30 30 -40 40 -50 50 -60 60 -70 70 -80 80 -90 90 -100

Интервалы обводненности, %

Рис.1. Группировка скважин по степени обводненности

Cкважины, в которых фактическая обводненность превышает проектную

Интервалы обводненности	Количество скважин	Скважины с повышенной обводненностью
0 – 10	54	607, 594, 501, 626, 644, 571, 96, 523, 640, 608, 83, 92, 554, 606
10 – 20	24	553, 84, 622, 529, 536, 548, 100б, 540, 573
20 – 30	8	514,519,525, 271,479
30 – 40	11	572,577,595, 504, 569, 627,513
40 – 50	5	584, 578, 521
50 – 60	2	304,592
60 – 70	0
70 – 80	3	292, 597, 602
80 – 90	3	583, 550, 531
90 – 100	4	574,575,630,87, 600

Величина оценки коэффициента корреляции для этих зависимостей равна соответственно 0,387, 0,326 и 0,476, т.е. связь между степенью обводненности и величиной пластового давления наиболее сильная. Обратная зависимость обнаружена между обводненностью и величиной среднесуточных дебитов нефти, эффективными нефтенасыщенными толщинами, здесь значение коэффициента корреляции принимает отрицательные значения -0,325 и -0,157.

Проницаемость, мкм2

а

Qж, т/сут

б

в

г

Нэф, м

д

Рис.2. Поля корреляции обводненности, зависящей: а) от проницаемости; б) дебита жидкости; в) давления; г) дебита нефти; д) эффективных нефтенасыщенных толщин

Рис.3. Карта, характеризующая состояние обводненности нефтяной залежи Бш-Срп пласта Уньвинского месторождения

Выявленные зависимости подтверждают значительное влияние неоднородности пластов (изменчивость эффективных нефтенасыщенных толщин и проницаемости) на обводненность скважин, а также указывают на то, что наибольшее влияние все-таки оказывает применяемая на месторождении система разработки.

Заводнение, наряду с повышением интенсивности нефтеотдачи, приводит к резкому повышению обводненности скважин, а также влияет на характер смещения ВНК за период эксплуатации. Это влияние удобно отображать путем построения специальной карты, характеризующей степень обводненности нефтяной залежи (рис.3).

На ней видно, что практически все обводнившиеся скважины приурочены в первую очередь к линиям нагнетания.

В целом контур ВНК продвигается достаточно равномерно, однако применяемая система ППД приводит к образованию языков заводнения в областях, характеризующихся наибольшими значениями проницаемости и соответственно к преждевременному обводнению находящихся вблизи добывающих скважин. Продвижению воды также способствует и разница пластовых давлений, возникающая в зоне нагнетания. Высокие темпы отбора жидкости и одновременная закачка воды в нагнетательные скважины приводят к быстрому перетоку вод из зон повышенных давлений (нагнетательных скважин) в зоны с пониженным давлением (добывающие скважины). В свою очередь в зонах повышенных значений нефтенасыщенных толщин обводненность добывающих скважин растет более низкими темпами. Это обусловлено меньшей выработанностью запасов в этих участках залежи и соответственно большим удалением подошвенных вод от интервалов перфорации.

Непосредственно причины обводненности можно диагностировать путем анализа формы графика зависимости обводненности от времени (рис.4). Постепенный рост кривой обводненности с самого начала эксплуатации (скв. 630, 574) говорит об образовании конуса обводнения; резкий всплеск свидетельствует о прорыве воды по системе трещин, разлому или наличии заколонного канала (скв. 87, 575); прорыв законтурной воды отображается резким скачком кривой обводненности, который спустя какое-то время сменяется линейной зависимостью (скв. 630, 574) [3].

Чередование максимумов и минимумов обводненности говорит о том, что за период эксплуатации практически в каждой из рассматриваемых скважин уже принимались меры по ограничению водопритока, однако обводненность в скважинах через некоторое время вновь начинала расти.

Исходя из результатов проведенного анализа можем сделать вывод, что геологические показатели и показатели разработки комплексно влияют на обводнение скважин. Быстрому росту обводненности способствует применяемая на месторождении система заводнения, которая в результате неоднородности пласта по проницаемости не обеспечивает равномерной разработки залежи. В результате чего в районе влияния нагнетательных скважин происходит опережающий прорыв закачиваемой в пласт воды по высокопроницаемым каналам

а

б

в

Рис. 4. Графики зависимости обводненности от времени для скважин с обводненностью: а) 90 – 100%; б) 80 – 90%; в) 70 – 80% и пропласткам в добывающие скважины 87, 575, 630, 597, 550 и 583. В этом случае для ограничения водопритока рекомендуется обработка призабойной зоны пласта гидрофобизатором с целью уменьшения фазовой проницаемости.

Для наилучшего результата перед закачкой гидрофобизатора поверхность коллектора следует отмыть ацетоном с добавкой ПАВ. В скважинах 574, 292, 597, 531 обводненность скорее всего связана с образованием конуса обводнения. Для борьбы с этим явлением необходимо закачать большие объемы геля, что достаточно затратно.

Альтернативным решением является бурение бокового ствола вблизи кровли пласта, что позволит увеличить расстояние до ВНК и при работе с пониженной депрессией приведет к уменьшению эффекта конусообразования.