Увеличение нефтеотдачи при стационарном заводнении

Министерство образования и  науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное  образовательное учреждение

высшего профессионального образования

Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»

 

Кафедра РНГМ

РЕФЕРАТ

По дисциплине:           Применение ЭВМ при расчетах методов нефтеотдачи пластов

                                          (наименование учебной дисциплины согласно учебному плану)

 

Тема:                      Увеличение нефтеотдачи при стационарном заводнении

 

Выполнил: студент  гр. НГ-09-1               ______________                                   Аюпов Б.Ф.

                                                                           ^{(подпись)                                                                          (Ф.И.О.)}                                                                                                                                                            

                                                                                                                        

 

Проверил:        доцент                     ______________                                      Мардашов Д.В.

                                                                                                                            ^{(подпись)                                                                                            (Ф.И.О.)}

Санкт-Петербург

2013

Оглавление

 

Введение 3

1.Повышение  нефтеотдачи пластов 5

2.Разработка  многопластовых нефтяных месторождений 6

3.Основные  факторы преждевременного обводнения  продуктивных пластов и скважин 13

4.Причины  преждевременного обводнения скважин 15

Заключение 28

Список литературы 29

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Введение

 
           Увеличение степени извлечения нефти из недр в настоящее и ближайшее десятилетия является одной из главных проблем энергообеспечения. Эффективность известных методов извлечения нефти обеспечивает конечный коэффициент нефтеотдачи в пределах 0,25 -0,45, что явно недостаточно для увеличения ресурсов нефти. Остаточные запасы или не извлекаемые существующими промышленно освоенными методами разработки достигают примерно 55 - 75 % от первоначальных геологических запасов нефти в недрах и представляют собой большой резерв увеличения извлекаемых ресурсов с применением методов повышения нефтеотдачи пластов. В связи с этим повышение степени извлечения нефти из недр разрабатываемых месторождений за счет прогрессивных методов воздействия на пласты является важной народнохозяйственной задачей. 
Ввиду недостаточности нефтеотмывающих свойств закачиваемой воды, как основного средства нефтевытеснения, большое внимание в нашей стране и за рубежом было уделено повышению эффективности существующих и созданию новых методов повышения нефтеотдачи, основывающихся главным образом на увеличении коэффициента вытеснения. В этом направлении были достигнуты определенные успехи, на что указывает создание в этот период множества физико-химических методов, основанных на применении ПАВ, кислот, щелочей и растворителей. 
При этом коэффициент охвата пластов воздействием остается низким, что во многом определяет недостаточно высокий коэффициент нефтеотдачи пластов. 
            Охват объема пласта воздействием во многом зависит от особенностей геологического строения залежей, неоднородности коллекторских свойств пород пласта, физико-химических свойств насыщающих жидкостей и эффективности системы разработки нефтяных месторождений. Из них наиболее существенное влияние оказывает проницаемостная неоднородность. Основные методы воздействия на продуктивные пласты, направленные на повышение текущей и конечной нефтеотдачи, базируются на искусственном заводнении коллекторов и осуществляются путем реализации различных способов площадного, заколонного, внутриконтурного и других систем заводнения. Наибольшему увеличению охвата пластов воздействием способствуют: избирательное заводнение, позволяющее рационально использовать энергию закачиваемой воды; очаговое, циклическое заводнение; применение повышенных давлений на линии нагнетания, а также выбор оптимальной сетки скважин. 
Как показал опыт разработки нефтяных месторождений, прорыв закачиваемых вод по пластам приводит к преждевременному обводнению скважин до 80 - 90 %, при которой эффективность гидродинамических методов резко снижается, хотя суммарный отбор нефти не превышает 40 - 50 % извлекаемых запасов нефти. 
         В этих условиях не эффективны известные физико-химические методы повышения нефтеотдачи пластов с применением ПАВ, кислот, щелочей, растворителей и полимеров. 
Объективной необходимостью для увеличения охвата менее проницаемой части продуктивного пласта воздействием при прогрессирующем обводнении является ограничение фильтрации нефтевытесняющего агента по промытым зонам коллектора и поступления его в скважины. Это приводит к перераспределению энергии закачиваемой воды в пласте и извлечению нефти из невыработанных зон, обеспечивая тем самым регулирование заводнением и повышение конечной нефтеотдачи. 
       На поздней стадии разработки месторождения с обширными промытыми водой зонами методы ограничения движения вод в них являются одним из основных средств регулирования заводнением и повышения нефтеотдачи пласта.

1.Повышение нефтеотдачи пластов

 
            В нефтепромысловой практике методы ограничения притока вод в добывающих скважинах применяются с самого начала эксплуатации залежей. Однако эффективность их вследствие отсутствия необходимого ассортимента химреагентов оставалась сравнительно низкой, а область применения ограничивалась обработкой призабойной зоны пласта. В основном, они рассматривались как одно из средств повышения коэффициента эксплуатации скважин. 
Недостаточная изученность механизма их воздействия на продуктивные пласты препятствовала целенаправленному применению технологий ограничения движения вод в пластах для повышения эффективности методов заводнения и конечной нефтеотдачи. В этот период в научных периодических изданиях были опубликован ряд работ, в которых высказывались сомнения в целесообразности использования водоизолирующих материалов в системе разработки месторождений и возможности избирательного воздействия на пласт. 
Широкое внедрение ремонтно-изоляционных работ (РИР) на месторождениях страны показало, что геолого-технические мероприятия с применением РИР являются эффективным средством извлечения нефти из обводненных пластов на различных стадиях эксплуатации месторождений нефти. 
            Обоснована концепция о роли водоизоляционных работ, основанных на увеличении фильтрационного сопротивления обводненных зон нефтенасыщенного коллектора, как средства регулирования заводнением и повышения конечной нефтеотдачи пластов. Значительное место в работе занимают исследование физико-химических процессов взаимодействия закачиваемых химреагентов с породами и пластовыми жидкостями, изучение закономерностей изменения фильтрационного сопротивления обводненных зон коллекторов и прироста добычи нефти.[1]

2.Разработка многопластовых нефтяных месторождений

 
            Разработка многопластовых нефтяных месторождений заводнением осуществляется путем выделения эксплуатационных объектов, разбуриваемых самостоятельной сеткой скважин, включающих один или несколько пластов, имеющих достаточные запасы нефти. В реальных условиях в составе объекта разработки оказываются неоднородные по геологическому строению, коллекторским свойствам и продуктивной характеристике пласты, что приводит к ухудшению условий выработки части коллектора, имеющей низкую проницаемость, к неравномерному их заводнению, к снижению коэффициента охвата объекта воздействием, отбору больших объемов закачиваемой воды и в конечном счете к ухудшению технико-экономических показателей разработки. 
Основные методы воздействия на продуктивные пласты, направленные на увеличение текущей и конечной нефтеотдачи, основываются на искусственном заводнении коллекторов и осуществляются путем реализации различных способов заводнения, таких как площадной, законтурный, внутриконтурный. Поддержание пластового давления совместно-раздельной закачкой воды при дифференцированном давлении используется для интенсификации разработки месторождений в начальных стадиях и как вторичный метод разработки после извлечения значительных запасов нефти. В условиях послойной и зональной неоднородности пластов одним из путей интенсификации добычи нефти является очагово-избирательное заводнение, позволяющее наиболее рационально использовать энергию закачиваемой воды и более полно учитывать характер неоднородности строения объекта разработки. Основная особенность указанной системы состоит в том, что в качестве нагнетательных выбираются скважины с лучшими продуктивными характеристиками и хорошей гидродинамической связью с окружающими скважинами. Они должны располагаться рассредоточенно по площади и окружены добывающими скважинами для снижения эффекта интерференции. Широкие промышленные испытания и внедрение избирательного заводнения показали его достаточную эффективность: наряду с интенсификацией добычи нефти оно способствует увеличению нефтеотдачи пластов. 
         Более совершенной системой является очаговое заводнение, основанное на поддержании пластового давления, которое осуществляется на отдельных участках нефтяного месторождения путем нагнетания воды в скважины, переведенные из добывающего фонда или дополнительно пробуренные для этой цели. Наряду с другими очевидными преимуществами метода очаговое заводнение позволяет избирательно изменять направление потоков и градиента давления на фронте вытеснения нефти водой и отбора жидкостей с целью вытеснения нефти из менее проницаемых зон пласта. Результаты промышленных испытаний очагового заводнения с одновременным повышением давления нагнетания на Ромашкинском, Ново-Елховском месторождениях Республики Татарстан показали, что в условиях зональной и послойной неоднородности, а также прерывистости продуктивных пластов этот метод позволяет значительно увеличить коэффициент нефтеотдачи за счет увеличения охвата пластов воздействием, являясь эффективным средством вовлечения в активную разработку относительно малопродуктивных коллекторов. 
        История разработки нефтяных месторождений Урало-Поволжья, Западной Сибири и других районов показала, что главная особенность, характерная для всех методов заводнения, заключается в неравномерности распределения воды в коллекторе: обводняются пласты с лучшими фильтрационными характеристиками, при этом невыработанными остаются отдельные менее проницаемые пласты и пропластки. Неравномерность процесса заводнения и неполная выработка запасов объясняются исключительной сложностью геологического строения продуктивных пластов, трудностью регулирования процесса вытеснения нефти водой из залежей, а также отсутствием радикальных методов ограничения отбора воды из скважин, эксплуатирующих частично обводненные пласты. Как показали исследования глубинными потокомерами, на второй стадии разработки Ромашкинского месторождения средняя работающая толщина в 226 скважинах составила 50 % от перфорированной части коллекторов , при этом охват песчаников пластов изменяется в пределах 48 - 83 %, алевролитов - от 28 до 60 %. 
       На основании обобщения результатов теоретических и экспериментальных исследований можно разделить способы повышения эффективности методов заводнения на две большие группы: одна основывается на применении тепловых, химических и газовых агентов, другая - на совершенствовании технологии и системы заводнения. Рассматривая вопросы совершенствования технологии, отмечает, что при стационарном режиме образуется система постоянных трубок тока, определяющих охват пласта воздействием. Для вовлечения в работу новых систем трубок тока необходимо изменить гидродинамический режим фильтрации. Решить эту задачу можно с помощью методов регулирования разработки заводнением, основными из которых по вышеприведенной классификации являются: 
применение повышенных давлений на линии нагнетания; 
изменение направления фильтрационных потоков; 
циклическое воздействие на пласт; 
режим эксплуатации скважин; 
выделение объектов разработки по коллекторским свойствам; 
выбор сетки скважин и порядок разбуривания. 
Перечисленные принципы регулирования широко применяются в системе разработки нефтяных месторождений. 
Результаты применения повышенных давлений на линии нагнетания, близких к горным, на Бавлинском месторождении, Абдрахмановской и других площадях Ромашкинского и Ново-Елховского месторождений показали, что с увеличением депрессии на пласт происходит увеличение работающей толщины и коэффициента гидропроводности пласта за счет ослабления структурно-механических свойств нефти в малопроницаемых пропластках. Среднее увеличение работающей толщины пласта при росте давления с 11 до 15 МПа составило 22,1 % . Перевод на повышенное давление закачки воды позволил довести суммарный прирост добычи нефти по Ромашкинскому месторождению до 160-106 т. При этом выявлены следующие особенности применения этого метода: при повышении давления нагнетания до 0,8 - 0,9 горного (23 - 25 МПа) происходит вовлечение в работу менее продуктивных пропластков, однако пласты с проницаемостью менее 0,3 мкм² на Ромашкинском месторождении при этом не включаются в активную разработку ; 
с повышением давления нагнетания выше горного коэффициент охвата по толщине пласта увеличивается незначительно или остается на постоянном уровне при более интенсивном обводнении добываемой продукции; 
с увеличением толщины заводняемого пласта коэффициент охвата уменьшается, так как с повышением давления поглощение воды увеличивается, главным образом, за счет роста приемистости интервалов с лучшими коллекторскими свойствами; 
ограничивающим фактором повышения давления является разрыв пласта, приводящий к образованию трещин и ухудшению условий для вытеснения нефти закачиваемой водой. 
Улучшение вытеснения нефти с высокой вязкостью (100 - 300 мПа-с) только за счет повышения давления сопряжено с большими трудностями, в пласте с проницаемостью 0,308 мкм² необходимо создать давление 30 МПа/м, чтобы коэффициент нефтеотдачи был равен 0,5. Этим можно объяснить наиболее контрастное проявление фактора давления нагнетания на обводненных месторождениях с высоковязкой нефтью. На Ново-Хазинском и Арланском месторождениях, при текущей нефтеотдаче 10 - 17 % содержание воды в добываемой продукции составило 68 - 72 %, что указывает на небольшой охват объекта разработки нефтевытеснением. Данная особенность заводнения характерна для большинства месторождений с неоднородными пластами. В юрских отложениях месторождения Узень в горизонтах XIII-XVIII с толщиной пластов от 31 до 61 м при обводнении 93 % фонда добывающих скважин нефтеотдача составила всего 9 %, а на Самотлорском месторождении по основному пласту БВ8 коэффициент охвата заводнением при обводненности добываемой продукции 65 - 70 % составляет всего 0,21. На поздней стадии разработки нефтяных месторождений низкая эффективность применения повышенных давлений нагнетания воды связана с образованием высокопроницаемых промытых зон, по которым фильтруется основная масса воды, не оказывая положительного влияния на выработку малопроницаемых нефтесодержащих пропластков. 
Применение высоких давлений на линии нагнетания не позволяет решить задачу полного охвата неоднородных пластов заводнением вследствие преимущественного движения нефтевытесняющего агента (воды) по высокопроницаемым интервалам коллектора. 
Неполный охват обводненного пласта воздействием полностью не устраняется и при таких методах регулирования, как изменение направления потоков или циклическое заводнение, хотя применение их приводит к увеличению отборов нефти на второй и третьей стадиях разработки. Показано, что на Ромашкинском и Самотлорском месторождениях применение циклического заводнения позволило дополнительно извлечь 136 тыс. т нефти, что на одну скважину составляет 2520т. 
       Эффективность применения циклического воздействия на месторождениях Татарстана на поздней стадии разработки при высокой обводненности добываемой продукции (более 70 - 80 %) снижается. Наименьшие и нулевые приросты добычи нефти наблюдаются по скважинам, где продолжительность применения методов заводнения более 10 лет, что свидетельствует о снижении эффективности метода на поздней стадии разработки. 
На увеличение выработки пластов после обводнения продукции скважин направлены методы форсирования отбора жидкости с применением высокопроизводительных насосов. Эффективность данного метода зависит от многих факторов: расположения скважин на залежи, удаленности от линии нагнетания, характера обводнения и др. С учетом условий применения метода нефтеотдача повышается на 2 - 3 % . Наиболее благоприятны для применения данного метода скважины, в которых процесс обводнения протекал равномерно и характеризовался низкими темпами. Однако анализ и фактические данные по форсированию отбора жидкостей из пластов показывает, что в настоящее время отсутствуют критерии применения метода в зависимости от физико-геологических и технологических условий разработки месторождения. 
         Важными вопросами эффективной разработки месторождений являются выбор оптимальной сетки скважин и порядок разбуривания. В России принято двухстадийное разбуривание: первоначально разбуривается редкая сетка скважин с последующим избирательным уплотнением с целью повышения охвата неоднородных пластов заводнением, увеличения конечной нефтеотдачи и стабилизации добычи нефти. Эффект уплотнения зависит от расчлененности объекта разработки, коллекторских характеристик совместно эксплуатируемых пластов и стадии разработки месторождения. Влияние стадии разработки на эффективность наглядно иллюстрируется примером по Ромашкинскому месторождению: в начальный период внедрения метода (1962 - 1972 гг.) среднегодовая добыча нефти на одну дополнительную скважину росла, а в последующие годы (1973 - 1979 гг.) наблюдалось ее снижение. В 1988 г. добыча снизилась по сравнению с 1979 г. с 2 - 11,2 тыс. т (по группам) до 1,1 - 6,6 тыс. т в год на одну скважину. Бурение дополнительных скважин на поздней стадии разработки месторождений сопровождается отрицательными последствиями не только из-за интерференции и уменьшения запасов и добычи нефти на одну пробуренную скважину, но и в связи с быстрым продвижением контуров нефтеносности и сокращением периода эксплуатации скважин по сравнению со сроками их физического износа. Как и при всех методах заводнения, основанных на гидродинамическом воздействии, не исключается опережающее обводнение пласта по высокопроницаемым пропласткам и оставление не извлеченных запасов нефти в малопроницаемых пластах или отдельных прослоях коллектора с разной проницаемостью. 
Увеличения охвата малопроницаемых пластов заводнением при совместной разработке многопластовых залежей можно добиться формированием объектов самостоятельной эксплуатации путем избирательного включения в них пластов с одинаковыми и близкими коллекторскими свойствами по всей толщине продуктивного пласта . В сущности, метод основывается на изменении неоднородности эксплуатационного объекта, состоящего из нескольких изолированных друг от друга пластов, различающихся по подвижности жидкостей, при котором не исключается и отключение из разработки пластов с высокими фильтрационными характеристиками для воды. Применение указанного выше принципа в системе разработки Ромашкинского месторождения позволило значительно увеличить охват малопроницаемых алевролитов заводнением. Однако сходство характеристик пластов, объединяемых в один эксплуатационный объект, не является достаточным условием равномерной выработки запасов нефти из послойно-неоднородных пластов. Указанная особенность метода формирования объекта объясняется сохранением присущего заводнению недостатка - неравномерной фильтрации воды в неоднородном коллекторе. 
Проведенный обзор работ показывает, что полный охват пластов заводнением и конечная нефтеотдача резко снижаются при усилении степени геологической неоднородности разрабатываемых объектов. В неоднородных пластах нагнетаемая вода прорывается к добывающим скважинам по высокопроницаемым пропласткам, оставляя невытесненной нефть в малопроницаемых слоях, участках, зонах. Современные методы регулирования заводнением залежей, основанные на гидродинамическом воздействии на пласт, способствуют увеличению охвата воздействием не вовлеченных в разработку участков. Однако они эффективны лишь в определенных физико-геологических условиях, т.е. не обладают универсальностью и не обеспечивают полный охват пласта заводнением в условиях высокой обводненности добываемой продукции. На поздних стадиях разработки залежей влияние этого фактора является превалирующим вследствие образования промытых зон, по которым фильтруется основной объем нефтевытесняющего агента, не оказывая влияния на менее проницаемые нефтенасыщенные пропластки. 
Этим можно объяснить стабилизацию значений коэффициента нефтеотдачи при современных методах заводнения на уровне 0,3 - 0,5 от балансовых запасов. 
        Таким образом, одним из главных условий дальнейшего повышения эффективности заводнения залежей является ограничение движения воды по каналам с низким фильтрационным сопротивлением, что позволит более рационально использовать ее энергию для вытеснения нефти. В научно-технической литературе недостаточно освещены исследования, касающиеся роли водоизоляционных работ в качестве средства регулирования заводнением.

3.Основные факторы преждевременного обводнения продуктивных пластов и скважин

 
       В условиях нефтенасыщенных коллекторов достижение высоких значений коэффициента охвата при разработке залежей методами заводнения требует решения целого ряда дополнительных задач, связанных с исследованиями причин и характера обводнения пластов и скважин, созданием на их основе эффективных методов ограничения движения вод и выбором оптимальных условий применения их в системе разработки месторождений в целях повышения нефтеотдачи. В данном разделе приведены основные результаты анализа причин обводнения более 2000 скважин на месторождениях Урало-Поволжья и Западной Сибири во взаимосвязи с геологическим строением продуктивного пласта, физико-химическими условиями образования водоизолирующей массы и режимами заводнения применительно к решению задач повышения охвата пласта заводнением. 
Согласно классификации факторов обводнения добывающих скважин, составленной по результатам опубликованных исследований, основные причины обводнения продукции скважин разделены на две большие группы: 
-технические; 
-геолого-физические и технологические. 
Устранение этих причин создает благоприятные условия для выработки многопластовых залежей с применением методов регулирования разработки заводнением и других, основанных на гидродинамическом воздействии на коллектор. 
Группа технических причин включает нарушения герметичности эксплуатационной колонны вследствие ослабления резьбовых соединений, коррозионного разрушения, прожога электрическим током, механического повреждения труб при ремонтных работах и других нарушений крепи скважины выше продуктивного интервала перфорации. Методы восстановления технического состояния крепи скважины предусматривают цементирование заколонного пространства и ликвидацию нарушений обсадных колонн нагнетанием тампонирующего материала, сменой труб, установкой перекрывающих устройств. В результате устранения нарушений в крепи скважины обеспечивается изоляция притока посторонних вод, не участвующих в вытеснении нефти, что способствует повышению эффективности эксплуатации скважин. Эти причины обводнения рассмотрены ниже достаточно подробно.[2]

4.Причины преждевременного обводнения скважин

 
      При разработке многопластовых месторождений, в которых нефтеносные пласты отделены от водоносных непроницаемыми глинистыми пропластками небольшой толщины (менее 4 м), не достигается надежная изоляция нефтеносных и водоносных пластов. 
На рис.1 представлена зависимость частоты обводнения скважин Р от толщины разобщающего пропластка h, а в таблице интенсивность изменения функции Р = f(h) в различных интервалах. Зависимость Р= f(h) показана кривой 1 на первый год эксплуатации скважин, при толщине разобщающего пропластка 2 м обводняется 45 % скважин, при толщине 1 м - 80 %.

Таблица 1

Изменение частоты обводнения

Толщина разобщающего пропластка, м	в первый год эксплуатации после строительства скважин	на третий год эксплуатации после строительства скважин	в первый год эксплуатации после ремонтного цементирования
0-1,5	40,0	30,0	11,3
1,5-4	21,2	14,8	5,6
более 4	2,8	6,0	2,0

 

  Сопоставления интенсивности изменения функции Р= f(h) на первый год эксплуатации после проведения водоизоляционных работ (кривая 2) и после их строительства (кривая 1) показывает резкое ее уменьшение в интервале толщины разобщающего пропластка 0-4 м. Это обусловлено, очевидно, повышением надежности разобщения пластов при проведении водоизоляционных работ путем цементирования, при котором образовавшиеся после размыва глинистой корки каналы заполняются цементным раствором. 
В том и другом случае цементирование проводилось тампонажным цементом с последующей перфорацией кумулятивными перфораторами типа ПК-103 с плотностью 20 отверстий на один погонный метр и подъем жидкости осуществляется глубинными насосами. Преждевременное обводнение скважин после их строительства и проведение их водоизоляционных работ цементированием имеют различный характер.

 
Рис. 1. Зависимость частоты обводнения скважин Р от толщины разобщающего пропластка h: 
1- через год эксплуатации 856 скважин Ромашкинского месторождения; 2 - те же скважины через 3 года эксплуатации; 3 - через год эксплуатации после водоизоляционных работ цементированием.

      В первом случае преждевременное обводнение скважин происходит из-за наличия на стенках скважины глинистой корки и последующего его размыва, во втором - из-за образования трещин в цементном кольце, вследствие воздействия на него значительных динамических нагрузок при проведении в скважине различных технологических операций. 
Обобщение полученных результатов показывало, что преждевременное обводнение скважин в значительной степени зависит то толщины разобщающего пропластка. Резкое изменение интенсивности возрастания функции Р= f(h) при толщине разобщающего пропластка 3-4 м характеризует этот интервал как критический, который обусловливает различие в причинах и отсюда методах предупреждения преждевременного обводнения скважин. 
Для интервала толщины разобщающего пропластка 0-1.5 м первопричиной преждевременного обводнения является наличие на стенках скважин глинистой корки, для интервала 1,5-4 м - совместное влияние низких физико-химических свойств тампонажного цемента и глинистой корки, более 4м- низкая сопротивляемость цементного камня воздействию значительных динамических нагрузок. 
При существующей технологии цементирования скважин не удается полностью удалить глинистую корку с ее стенок, в результате чего в заколонном пространстве цемент не имеет непосредственного контакта с проницаемыми пластами. 
Экспериментальными исследованиями по изучению прочности глинистой корки и характера ее разрушения проведены на специально сконструированной установке, модулирующей часть ствола скважины в интервале залегания продуктивного пласта. Глинистая корка начинает разрушаться против выходного отверстия при достижении определенного удельного давления, возникающего на стенках скважины при радиальном потоке жидкости. В результате действия перепада давлений на этом участке глинистая корка прорывается и полностью вымывается или в ней образуются каналы (свищи). После этого зона максимального удельного давления на глинистую корку перемещается вниз вдоль контакта стенки скважины - цементное кольцо, нарушая герметичность последнего. Установлено, что глинистая корка не разрушается при подаче воды к торцевой части модели скважины (по площади поперечного сечения модели) под давлением 1 МПа, но интенсивно размывается при радиальном сечении воды по контакту стенка скважины - цементный камень под давлением 0,15 МПа. 
Для более детального исследования влияния глинистой корки на обводнение скважин нами были проанализированы результаты эксплуатации 16 скважин Акташской площади Ромашкинского месторождения. 
Нефтеносная толщина пласта в этих скважинах была вскрыта в кровле одним отверстием, созданным методом ГПП. 
Изучалось влияние на процесс обводнения скважин наличия на ее стенках глинистой корки и перфорации при условии, что вертикальные трещины в цементном кольце при создании одного перфорационного отверстия не распространяются на большие расстояния от интервала перфорации. 
Скважины разделены на три группы. К первой группе относятся скважины, у которых по геофизическим исследованиям не прослеживается разобщающий пропласток между нефтяным и водоносными пластами, ко второй - скважины с толщиной пропластка не более 1 м, к третьей - с толщиной более 1 м Усреднением показателей по группам скважин можно получить модели средних скважин для каждой группы. Так, средняя скважина первой группы проработала 58 мес. и обводнилась в течение первого года эксплуатации (безводный период эксплуатации составил 9 мес при соотношении добытой нефти и воды 0,25). 
Модель средней скважины, характеризующая вторую группу, проработала при некотором увеличении безводного периода эксплуатации по сравнению с моделью первой группы, хотя толщина нефтеносного пласта в этом случае на много больше, чем модели средней скважины первой группы. 
Показатели модели средней скважины, представляющей третью группу с толщиной разобщающего пропластка 1 м, отличаются от показателей первых двух групп. При толщине нефтеносного пласта 3,6 м и водоносного пласта 7,9 м модель скважины проработала без воды на 13 мес больше, чем модель первой группы скважин, при значительном превышении добытой нефти над количеством добытой воды с 1 м толщины пластов (более чем в 4,5 раза). 
Так, скважина 1548 с толщиной разобщающего пропластка 1,5 м вступила в эксплуатацию с дебитом 3 т/сут, затем дебит постепенно (в течение 2 мес) возрастал до 10 т/сут. Через 20 мес эксплуатации отмечено проявление воды - доля ее в добываемой продукции резко возросла. Для всех скважин с разобщающим пропластком толщиной менее 4 м характерно вступление В эксплуатацию с безводным дебитом нефти, скачкообразный рост безводного дебита, а также появление воды в добываемой продукции и резкое превышение добычи воды над нефтью. 
В скважинах 1712А, 1547 и 1548 после эксплуатации с одним перфорационным отверстием был произведен повторный прострел эксплуатируемого нефтеносного пласта кумулятивными перфораторами ПК-103 с числом отверстий соответственно 30, 10 и 5. Последующая эксплуатация показала, что увеличения дебита нефти в исследуемых скважинах не наблюдалось. 
Анализировались также результаты эксплуатации скважин с одним перфорационным отверстием - скв.1404 и 1387 и соседних скважин, в которых вскрыты те же пласты - соответственно скв.1309 (60 отверстий) и 1386 (четыре отверстия). 
Исследованием установлены равенство суточных дебитов соседних скважин и одинаковый скачкообразный характер их изменения. Скважина 1386 с разобщающим пропластком толщиной б м имела безводный период эксплуатации, скважина 1309, в которой прострелено 60 отверстий, даже при толщине разобщающего пропластка 9 м, обводнилась при вводе в эксплуатацию. При притоке жидкости со всей поверхности ствола скважины в интервале нефтеносного пласта увеличение плотности перфорации не приводит к повышению продуктивности скважины, так как количество поступающей в ствол скважины жидкости определяется пропускной способностью отверстий и в то же время улучшает условия для возникновения процесса обводнения скважин. 
При вызове притока жидкости из пласта, в скважину через перфорационные отверстия ее радиальным потоком глинистая корка постепенно размывается сначала в районе созданных перфорационных каналов или микротрещин в цементном кольце. 
После размыва глинистой корки части интервала продуктивного пласта скважина эксплуатируется с постоянным дебитом. В процессе перераспределения давления между пропластками на контакте скважина - глинистая корка создаются условия, при которых происходит дальнейший ее размыв. Глинистая корка размывается до полного освобождения всего интервала нефтеносного пласта, причем скорость этого процесса зависит от коллекторских свойств пропластков, а также от создаваемого при эксплуатации перепада давлений. 
      Полное освобождение от глинистой корки всего интервала нефтеносного пласта определяется в основном расстоянием от интервала перфорации до водоносного пласта, которое включает и толщину разобщающего пропластка. При толщине разобщающего пропластка менее 1,5 м происходит преждевременный прорыв глинистой корки водой в результате возникновения касательных напряжений, превышающих напряжения сдвига в корке. При толщине разобщающего пропластка 1,5-4м более полное подключение нефтеносного пласта в эксплуатацию и увеличение безводного периода эксплуатации скважин являются следствием ухудшения условий возникновения гидродинамической связи между интервалом перфорации и водоносным пластом. При образовании гидродинамической связи из-за низких физико-химических свойств тампонажного цемента вода поступает в интервал перфорации и начинает размывать глинистую корку. 
Процесс преждевременного обводнения скважин усугубляется прежде всего перфорацией с использованием технических средств - корпусных и бескорпусных кумулятивных перфораторов. 
При этих способах перфорации наличие обсадной трубы против перфорируемого пласта приводит к разрушению цементного камня, причем на значительном удалении от вскрытых участков, что является одной из причин преждевременного обводнения скважин. Известно, что ударная волна по металлу распространяется в 8 раз быстрее, чем по цементному кольцу. При многократных залпах при вскрытии пласта кумулятивными снарядами происходит встряхивание обсадной колонны, что приводит к отслоению цементного камня от нее. Как показывают исследования, подобные нарушения наблюдались в шести из десяти исследованных скважин в интервале от 2 до 6 м от перфорированных отверстий и четыре из них (40 %) обводнялись в процессе освоения. 
Результаты опытов, проведенных как в лабораторных условиях, так и в скважинах показывают, что при перфорации колонн, как пулевым залповым перфоратором, так и корпусным кумулятивным перфоратором (ПК-103) внутри колонны в интервале перфорации образуются мощные гидравлические удары (280 МПа и более). Причем мгновенное действие этих ударов приводит не только к разрушению цементного камня, но, зачастую, и к разрушению обсадной колонны. 
Кроме указанного, при этих способах перфорации возникают аварии из-за прихвата перфорационных снарядов, из-за малого зазора Между диаметром снаряда и внутренней стенкой обсадных труб, особенно при перфорации летучек, хвостовиков, а также эксплуатационных колонн при капитальном ремонте скважин.

       Вторая группа факторов обводнения объединяет причины, связанные с обводнением скважин водой, поступающей по продуктивным пластам. При совместной эксплуатации пластов естественный темп обводнения скважин зависит от физико-геологических свойств пород и насыщающих жидкостей, который ускоряется при искусственном заводнении при высоких давлениях нагнетания. Разница в вязкости воды и нефти в значительной мере усиливает процесс неравномерности продвижения фронта воды как по толщине, так и по площади . 
При геологическом изучении крупнейших нефтяных месторождений Урало-Поволжья, Западной Сибири и других районов установлена изменчивость толщины песчаных прослоев, их коллекторских свойств и литологического состава. Выделяются следующие типичные формы распространения терригенных коллекторов: 
- пластовый характер распространения алевро-песчаников на обширных территориях с толщиной песчаников 3 - 8 м с полным замещением коллектора глинами или отдельными прослоями; 
- переслаивание песчаников и глин. Те и другие литологические разновидности имеют широкое распространение по площади, песчаники выклиниваются в глинах и наоборот; 
- распространение песчаников в виде рукавов, шнуров, полос глин и сообразно этому наличие литологически ограниченных рукавообразных, шнурковых залежей, ширина которых может изменяться от 100 - 200 м до 5 - 6 км; 
- непрерывное распространение песчаников толщиной более 10 - 15 м на обширной площади, превышающей залежи на данном месторождении; 
- в большинстве случаев проницаемость в направлении, параллельном и перпендикулярном напластованию, различна; 
- минимальная проницаемость, наблюдающаяся в интервалах пласта, непосредственно прилегающих к его кровле и подошве. 
Влияние геологического строения продуктивного горизонта на характер обводнения пластов и скважин в процессе разработки месторождений заводнением изучалось многими исследователями. Случайность (хаотичность) распределения зональной, послойной, внутрислойной неоднородности не во всех случаях позволяет регулировать равномерность продвижения фронта заводнения только расстановкой скважин в начале разработки залежей или изменением производительности скважин . При зональной неоднородности пласта на высокопроницаемых участках даже при весьма малых отборах нефти происходит опережающее внедрение контурных вод, а на слабопроницаемых участках при сильной интенсификации отбора нефти контурные воды внедряются с резким отставанием. При искусственном заводнении указанные процессы проявляются более контрастно. 
Таким образом, неоднородность пластов по проницаемости -одна из главных причин неравномерного вытеснения нефти водой и преждевременного обводнения высокопроницаемых пропластков и добывающих скважин при неполной выработке пластов. Эксплуатация их сопровождается отбором большого количества попутной воды. 
Наиболее сложной проблемой является извлечение нефти из водонефтяных зон в литологически однородных пластах, которые содержат значительную часть не извлеченных запасов. Основные причины поступления подошвенной воды следующие: 
- приближение контурных вод по мере отбора нефти из пласта; 
- образование конуса подошвенной воды; 
- образование каналов в заколонном пространстве скважины. 
В теоретических исследованиях причины обводнения добываемой продукции подошвенной водой сводятся в основном к определению оптимального интервала вскрытия нефтенасыщенной части пласта и к подсчету предельного безводного дебита эксплуатации. Теоретические исследования показывают, что обводнение несовершенной скважины, вскрывшей литологически однородный пласт, наступает очень быстро, и до момента его наступления из скважины можно извлечь незначительную часть нефти. Однако степень участия различных путей водопритоков в скважины из водонасыщенных пластов ими не определялась. Анализ промысловых данных по разработке литологически однородных водонефтенасыщенных пластов показал, что в большинстве скважин фактическое время конусообразования значительно превышает расчетное. Увеличение продолжительности безводного периода эксплуатации указывает на наличие в литологически однородном пласте пропластков низкой проницаемости, т.е. имеет место внутрипластовая проницаемостная неоднородность, что подтверждается различной длительностью подъема ВНК при одинаковом отборе жидкостей из коллекторов. 
По результатам проведенных исследований закономерностей обводнения скважин, пробуренных в литологически однородных и неоднородных пластах, установлено, что для обеих категорий скважин типичны следующие этапы обводнения: 
-появление и постоянный рост содержания воды в добываемой продукции; 
-резкое (скачкообразное) возрастание количества воды; 
-стабилизация обводненности. 
Такой ступенчатый переход повторяется несколько раз, что характерно для большинства скважин исследуемых месторождений. Эту закономерность можно объяснить образованием микроканалов в заколонном пространстве вследствие разрушения глинистой корки в зоне контакта цементного камня с породой или в самом цементном камне . В период стабилизации обводнения размеры канала в сечении и толщина пласта-обводнителя не изменяются или изменяются незначительно. Рост обводненности продукции скважин соответствует резкому расширению путей притока вод и подключению новых обводненных пропластков. Разрушение материала, заполняющего заколонное пространство, будет продолжаться до тех пор, пока поверхность раздела нефть - вода вблизи скважины будет деформироваться. 
Отсутствие условий для резких изменений количества поступающей из пористой среды воды позволяет заключить, что ступенчатый характер возрастания обводненности добываемой продукции при постоянном отборе жидкости указывает на подключение в работу нового пласта-обводнителя. Данный процесс может быть ускорен при наличии химически активных элементов. В результате происходит подключение в работу новых пропластков-обводнителей, резко изменяющих содержание воды в добываемой продукции. 
Результаты исследований притока жидкостей в скважины, в которых не был вскрыт ВНК, подтверждают вышеприведенную гипотезу обводнения добывающих скважин. В большинстве из них наблюдалось равномерное обводнение во времени.  
Результаты согласуются с выводами приведенных выше теоретических работ и подтверждают экспериментальные данные о наличии в литологически однородных по геофизическим данным пластах пропластков разной проницаемости, влияющих на движение жидкостей в коллекторе. О неоднородности таких пластов свидетельствуют результаты глубинных исследований дистанционными расходомерами , которые показали неравномерное распределение давления в разрезе одного и того же пласта. Такие характеристики, как гидропроводность и пьезопроводность, в пределах одного и того же пласта изменяются в широких пределах, что способствует неравномерности обводнения, усиливающейся при искусственном заводнении. Несмотря на применение интенсивной системы разработки с высокими давлениями (15-20 МПа) на линии нагнетания на Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения, выработка запасов отдельных пластов и участков происходит неравномерно, 1/6 извлекаемых запасов нефти не вовлечены в разработку вообще в момент перехода на четвертую стадию эксплуатации при резком снижении добычи нефти и росте обводненности добываемой продукции. Для более эффективного использования энергии закачиваемой воды при вытеснении нефти необходимо ограничить движение воды в высокопроницаемых обводненных пропластках. 
         Наличие неоднородных по проницаемости пропластков показывает, что качественное разобщение продуктивного пласта при этих условиях является первым этапом борьбы за увеличение охвата его воздействием, исключающим преждевременное обводнение нефтесодержащих пропластков. Этот этап должен начаться в период строительства скважины. В связи с этим представляет интерес метод разобщения пластов с применением полимерцементных растворов с отверждающим фильтратом, внедренный на многих скважинах месторождений Республики Татарстан. 
Изучение закономерностей обводнения пластов на первой и второй стадиях разработки Ново-Елховского месторождения показало следующее. Обводнение скважин происходило с самого начала разработки и увеличивалось с ростом объема закачки. Обводненный фонд после интенсификации закачки до 16 млн м3 в год (на 1.01.1972) на второй стадии разработки залежи включал 326 скважин, из них 234 обводнились по заколонному пространству из нижележащих водоносных пластов. Большая часть обводнившихся закачиваемой водой скважин приходится на разрезающий и первый эксплуатационный ряды. Для них характерен рост обводненности до 80 - 90 % за сравнительно короткие сроки, при этом отбор нефти из пласта не превышал 13 - 20 % от извлекаемых запасов. 
Интенсивное обводнение связано с возрастанием объема закачки, что влияет на рост объема не только попутно добываемой закачиваемой воды на одну скважину, но и поступающей по заколонному пространству пластовой и контурной воды из-за приближения водонефтяного контакта. 
Максимальный отбор нефти и заводнение происходят по пластам , обладающим лучшими коллекторскими свойствами и выдержанностью в пространстве. Заводнение их значительно опережало заводнение в вышележащих объектах эксплуатации. Основной объем закачки (79 %) приходится на пласты "в" и "г". Влияние закачки на пласты "бГ и "б2+3" было незначительным, а на пласт "а" практически отсутствовало. В результате такого распределения закачиваемой воды между нижними и верхними пластами возникли значительные перепады давления, которые привели к росту числа обводненных скважин по заколонному пространству. 
Анализ динамики отбора попутной воды в добывающих скважинах на начальных стадиях разработки Ново-Елховской площади -в период увеличения объема закачки - показал, что интенсивность обводнения скважин закачиваемой водой, определяемая как отношение разности объемов извлекаемой воды в начале и в конце рассматриваемого периода, значительно выше, чем интенсивность обводнения пластовой водой, причем рост этого показателя связан с увеличением не числа обводненных скважин, а с содержанием вод в них. Так, в 1972 г. из 95 обводненных закачиваемой водой скважин добыли 2,02 млн м3 воды, в то время как остальные 1,88 млн м3 пластовой воды добыты из 278 скважин. Максимальному росту объема закачки соответствовало резкое возрастание попутно извлекаемой воды на одну скважину. Для поздних стадий характерно обводнение скважин закачиваемыми водами, т.е. при сохранении тех же режимов заводнения следует ожидать резкого увеличения отбора попутно извлекаемой воды. 
Суммарная добыча жидкостей и другие показатели составляют модель разработки Ново-Елховского месторождения в целом, аналогичную предыдущим. Различие заключается в большой длительности первой и второй стадий за счет более позднего включения в разработку Акташской площади. Максимальный годовой отбор нефти по месторождению достигнут только в 1976 г., по Ново-Елховской площади - в 1968 г. Следует отметить, что отдельные участки нефтеносной площади с низким фильтрационным сопротивлением и зоны на линии нагнетания обводняются уже на первых стадиях разработки месторождения. Вследствие опережающей выработки обводнение пласта "в" произошло уже на второй стадии разработки площади в 1973 г., т.е. в этот период для восточного блока Ново-Елховской площади уже наступила поздняя стадия эксплуатации, коэффициент текущей нефтеотдачи при этом достиг 0,44. В целом модель разработки блока подобна моделям разработки всей площади и месторождения и подтверждает вывод А.П. Крылова о том, что стадия разработки месторождения представляет собой сумму множества начальных и поздних стадий выработки отдельных пластов и участков пласта. Отсюда возникает необходимость индивидуального подхода к применению новых методов воздействия на пласты в зависимости от состояния разработки как всего месторождения, так и отдельных объектов. 
      Обводненность добываемой продукции является одним из основных критериев оценки степени выработанности пластов: при содержании воды в пределах 96 - 98 % они отключаются из разработки. Как показано на примере Ново-Елховского и других месторождений, указанные значения обводненности вследствие неоднородности пластов могут наступить значительно раньше достижения проектных показателей из-за прогрессирующего обводнения высокопроницаемых зон. При этом в малопроницаемых и застойных зонах остается большое количество не извлеченной нефти. 
        Добыча нефти, основанная на отборе большого количества попутной воды, не является радикальным методом ни с технологической, ни с экономической точек зрения. В определенный момент времени проявляется противоречивость принципа регулирования разработки заводнением путем сочетания закачки воды при высоких давления нагнетания и форсированного отбора жидкости вследствие неравномерного обводнения залежи. На начальных стадиях это является высокоэффективным методом, обеспечивающим высокую нефтеотдачу при низких затратах на добычу нефти. Однако после вытеснения нефти из высокопроницаемых зон пласта дальнейшее увеличение объемов закачки и давления нагнетания приводит к резкому росту объемов попутно извлекаемой воды и, как следствие, повышению себестоимости добываемой продукции при значительных невыработанных запасах нефти в низкопроницаемой части коллектора и обширных водонефтяных зонах. На всех площадях Ново-Елховского месторождения это обстоятельство вынудило уменьшить объемы закачки, хотя в этот период была реальная необходимость повышения давления нагнетания для обеспечения вытеснения нефти из низкопроницаемых пластов и пропластков.[3]