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.