Отключение обводненных скважин. Прекращение заводнения

 

При вытеснении нефти из пластов водой обводнение продук­ции скважин — явление естественное и неизбежное. Вместе с тем отбор больших объмов воды из добывающих скважин во всех от­ношениях нежелателен. В связи с этим с самого начала приме­нения заводнения поднимался и дискутировался вопрос о вели­чине обводненности скважин внешних рядов, выше которой эксп­луатировать скважины нецелесообразно, чтобы не увеличивать водонефтяной фактор. В ранний период применения заводнения, когда системы заводнения были законтурные при многорядном размещении добывающих скважин, рекомендовалось выключать скважины внешних рядов при малой обводненности продукции (не более 30—50 %) и только скважины стягивающих внутренних рядов эксплуатировать до предельной обводненности, которая достигает 97—99 % и зависит от дебита и глубины скважины. В 40-х и в начале 50-х годов из-за малого опыта заводнения роль неоднородности пластов в обводнении скважин и залежей былаеще полностью не раскрыта, предполагалось равномерное завод­нение пластов, а за счет отключения скважин с низкой обводнен­ностью — достижение очень малых суммарных водонефтяных фак­торов (0,3—0,5).

Анализ особенностей заводнения реальных, зонально и сло­исто-неоднородных пластов в конце 50-х — начале 60-х годов и применение блоковых малорядных систем разработки месторож­дений Куйбышевской области [33] позволили обосновать необхо­димость эксплуатации и внешних рядов скважин до высокой об­водненности добываемой продукции (80—90%), при которой охват заводнением зон дренирования достигает 40—70%- Опыт разработки Поволжья также показал, что при выключении малообводненных скважин внешних рядов в сильно неоднородных пла­стах скважины стягивающих рядов не могут обеспечить эффек­тивного дренирования их зон, вследствие чего остаются нефтяные целики. Эти принципиальные положения были подтверждены также опытом разработки месторождений в Татарии, Башкирии, За­падной Сибири. В настоящее время при применении преимущест­венно пяти- и трехрядных систем разработки рекомендуется экс­плуатацию скважин внешних рядов продолжать до обводненности 80—90%, а внутренних —до предельной (97—99%). Практика также показала экономическую целесообразность эксплуатации скважин до высокой обводненности. Но при этом водонефтяные факторы резко возрастают (до 3—4 м³/м³ и более).

Однако имеются примеры, когда консервация добывающих скважин внешних рядов при малой степени обводненности добы­ваемой продукции приводила к повышению эффективности раз­работки [29]. Например, при разработке пласта Д₁₁ Дмитровского месторождения скважины отключали при обводненности до 15— 20 % и перекладывали добычу нефти с обводняющихся на безвод­ные скважины, расположенные в сводовой части залежи. В резуль­тате этого 30 % наиболее высокодебитных сводовых фонтанных скважин обеспечили 70 % суммарного отбора нефти по пласту, а 35% малодебитных обводненных краевых насосных скважин — всего 1 %.

Такая по сути дела «скрытая» консервация всех обводненных скважин обеспечила очень малую обводненность добываемой жидкости. К моменту отбора 50 % извлекаемых запасов нефти обводненность добываемой продукции в этот момент не превы­шала 3%. При этом определенная балансовым методом нефтеот­дача в промытой части пласта оказалась равной 64%), что пре­вышает запланированную конечную величину. Это указывает на то, что охват пластов по толщине заводнением достигал 90— 100%, а фронт вода — нефть был близок к вертикальному. Од­нако следует подчеркнуть, что такое перекладывание добычи нефти с обводненных скважин на безводные возможно только в высокопродуктивных однородных пластах и при наличии опре­деленного запаса мощности в системе разработки, который повы­шается с повышением интенсивности системы заводнения.

Аналогичная технология регулирования процесса разработки проводилась и была также эффективной по пласту Б₈ Самотлорского месторождения. Что касается полного охвата заводнением пластов по толщине и вертикального водонефтяного фронта, то это необычное явление обусловлено спецификой строения пластов и проявления капиллярных процессов — высокой гидрофильностью, микронеоднородностью и удельной поверхностью порис­той среды при малой макронеоднородности пластов.

При искусственном заводнении месторождений естественно возникает вопрос о том, когда надо его прекращать: в самом конце разработки месторождений вместе с прекращением добычи нефти или раньше? Этот вопрос в принципе чисто технический. После того как из пласта извлечены основные запасы нефти, прекращение заводнения, снижение пластового давления ниже дав­ления насыщения, вплоть до частичного разгазирования нефти в пласте с технологической стороны не противопоказано, а даже желательно, если технические средства позволяют эксплуатировать обводненные скважины со свободным газом на их забоях и поддер­живать экономически рентабельный темп добычи нефти.

Практически же на всех месторождениях Урало-Поволжья искусственное заводнение залежей, особенно внутриконтурное, продолжается до конца их разработки, так как отбор высокообводненной жидкости из скважин при низких пластовых давлениях весьма затруднен. Это же наблюдается и при заводнении зарубеж­ных месторождений.

Совершенно необходимое с экономической точки зрения (реи-табельности) форсирование отбора жидкости на поздней стадии разработки требует поддержания высоких пластовых давлений. Однако вопрос о целесообразности прекращения заводнения за­лежей должен решаться гидродинамическими и экономическими расчетами, сравнением повышения нефтеотдачи и соответствую­щих затрат при продолжении заводнения и форсировании отбора жидкости и при прекращении заводнения и разгазировании нефти в пласте.