Решаемая проблема. Проблема высокой обводненности добываемого флюида является актуальной для разработки большинства месторождений. При обводненности порядка 98–99% процесс добычи становится не рентабельным: затраты на подготовку и утилизацию воды превышают прибыль от продажи добываемой нефти.

Разработка карбонатных коллекторов также является весьма актуальной. К ним относят более 40% мировых запасов нефти и с ними связано около 60% мировой добычи. Для карбонатных залежей обводнение в основном происходит за счет прорывов нагнетаемой и пластовой воды по системам высокопроницаемых каналов и трещин. Целью данной работы является повышение эффективности разработки карбонатной залежи нефтяного месторождения.

Методы исследования. Выполнен литературно-патентный обзор источников по технологиям внутрипластовой водоизоляции, которые применяются на месторождениях с карбонатным коллектором, на основе литературного обзора составлены матрицы применимости технологий в зависимости от геолого-физических условий. В качестве объекта исследования выбрана карбонатная залежь нефтяного месторождения. Для анализа выбрана аналитическая методика, предложенная К.С. Ченом, в основе которой лежат результаты численного исследования динамики притока воды при опережающем прорыве закачиваемой воды или формировании конусов подошвенной водой.

Результаты исследования. На основе анализа динамики изменения водонефтяного фактора и его производной по времени в билогарифмических координатах, а также зависимости обводненности от объема закаченной через нагнетательную скважину воды, были выявлены основные причины обводнения. Выполнен обзор технологий внутрипластовой водоизоляции, которые применяются на месторождениях с рассматриваемым типом коллектора. Составлены матрицы применимости технологий внутрипластовой водоизоляции и гелеобразующих составов с учетом основных геолого-физических условий и промысловых параметров, выбрана технология ограничения водопритока и выбран водоизоляционный состав.

Детали исследования. Методика К.С. Чена заключается в анализе динамики изменения водонефтяного фактора (ВНФ) и его производной (ВНФ’) по времени в билогарифмических координатах. В качестве исходных данных использовалась история добычи: дебиты по жидкости и нефти. По динамике ВНФ и ВНФ’ по времени можно определить механизм обводнения (конусообразование, трещиноватость, условия призабойной зоны пласта), поскольку для разных источников обводнения будет разная характерная форма кривых.

Так, для горизонтальной скважины № 13G предполагается прорыв воды по трещинному каналу (рис. 1).

На рисунке 2 представлена зависимость обводненности ГС 13G от объема закаченной воды через нагнетательную скважину. По мере закачки воды обводненность не сильно изменяется, что говорит о том, что обводнение происходит не так сильно за счет нагнетаемой воды, сколько за счет прорывов пластовых вод, а также, возможно, подъема конуса подошвенной воды. Также это можно объяснить довольно удаленным расположением этой скважины от нагнетательной (2600 м).

Заключение. Применение аналитических методик выявления причин ускоренной обводненности скважинной продукции является весьма перспективным ввиду отсутствия необходимости проведения дополнительных исследований на скважинах и привлечения техники.