ВведениеПроблема обводненности скважинной продукции возникает, когда вместе с углеводородным сырьем из скважины поступает большое количество воды. Данное явление может быть вызвано различными причинами: геологическим строением месторождения, притоками воды из окружающих пластов, неправильной эксплуатацией скважин и др.Обводненность скважинной продукции является нежелательным явлением, поскольку вода не имеет коммерческой ценности, а также может вызывать трудности при транспортировке и обработке нефти или газа. Наличие большого количества воды в добываемой продукции может привести к ряду проблем, включая снижение добычи нефти и газа, увеличение затрат на обработку и отделение воды от нефти, а также возможные технологические проблемы в скважинах.Для борьбы с проблемой обводненности скважинной продукции применяются различные методы, такие как использование химических реагентов для снижения вязкости воды, применение технических решений для разделения нефти и воды, ремонтно-изоляционные работы, улучшение мероприятий по контролю эксплуатации скважин [1]. Общие сведения о Демьяновском нефтяном месторождении и лицензионном участкеДемьяновское нефтяное месторождение, открытое в 1990 г., находится в правобережной части Волгоградской области на территории Жирновского района. Месторождение приурочено к одноименному Жирновскому нефтегазоносному району Нижневолжской нефтегазоносной области Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Ближайшими крупными населёнными пунктами являются город Жирновск, который расположен на северо-западе от месторождения на расстоянии 35–37 км, и районный центр город Котово, который находится на юге от месторождения на расстоянии 47–49 км. Соседними месторождениями являются Памятно-Сасовское, Петровское и Овражное месторождения (рис. 1).Район месторождения в геоморфологическом отношении относится к юго-западному краю Приволжской возвышенности и расположен в центральной части Доно-Медведицкого вала. Рис. 1. Обзорная схема расположения Демьяновского месторожденияFig. 1. Overview of the Demyanovskoye field location Рельеф дневной поверхности представляет собой слабовсхолмленную равнину с сетью балок и оврагов. Абсолютные отметки рельефа – 150–210 м над уровнем моря. Территория относится к сухостепной зоне темно-каштановых почв. Породы, образующие почву, представлены тяжёлыми суглинками, глинами, песками мелового и юрского периодов и перекрыты маломощным чехлом четвертичных песков и суглинков [2–4]. История разработки месторожденияВ 1986–1987 гг. сейсмопартиями № 2/86 и 2/87 и тематической партией № 21 треста «Волгограднефтегеофизика» проводились сейсморазведочные исследования северо-восточной части Коробковско-Нижнедобринской рифогенной зоны. В итоге была выявлена Демьяновская рифогенная структура. В 1989 г. Е. А. Масленниковым был составлен проект разведки Демьяновской площади, в котором рекомендовалось бурение четырех скважин до кыновского горизонта глубиной 3 550 м каждая. Структура была пробурена в 1989 г. на скважине № 2 Демьяновская. С кровли евлановско-ливенского горизонта (глубина 2 643–2 676 м) был получен приток нефти с дебитом 426–444 м3/сут. В 1990 г., согласно проекту, были пробурены скважины № 3 и 4 Демьяновские.В 1992–1993 гг. были составлены дополнения к проекту разведки Демьяновской площади, и разбуривание месторождения было продолжено. С 1992 по 1995 гг. было пробурено  еще  шесть  скважин:  № 11, 13, 16, 36, 40, 41. На рис. 2 изображен геологический профиль евлановско-ливенского горизонта по линии I-I. Рис. 2. Геологический профиль евлановско-ливенского горизонта по линии I-IFig. 2. Geological profile of the Evlanovsko-Livensky horizon along the I-I line  Для всех скважин применялась следующая типовая конструкция:− кондуктор диаметром 324 мм до глубины 241–297 м с целью перекрытия отложений четвертичной, меловой, юрской и пермской систем цементируется до устья; − промежуточная техническая колонна диаметром 245 мм до глубины 285–1 372 м для перекрытия зон поглощения в верхнесреднекаменноугольных отложениях цементируется до устья, кроме скважины № 5, где цементирование производилось 250 м от устья; − эксплуатационная колонна 140–168 мм до глубины 2 621–2 720 м для перекрытия нефтеносного горизонта и последующего его освоения цементируется до устья и 300–1 285 м от устья. В продуктивной части разреза предусмотрена конструкция с открытым забоем.В процессе бурения скважин производился отбор керна из отложений мелекесского, алексинского, тульского, бобриковского, турнейского, данковолебедянского, елецкого, задонского, евлановско-ливенского горизонтов. В 2002 г. с целью опоискования Северо-Демь­яновской сейсмической структуры на северо-западе от Демьяновского месторождения пробурена скважина № 42 Северо-Демьяновская. Вскрытый разрез скважины оказался бесперспективным. По состоянию на 01.01.2017 эксплуатационный фонд состоял из восьми скважин, в числе которых пять – поисково-разведочные [3, 4]. Основные показатели эксплуатации скважинВ действующем фонде по состоянию на 01.01.2017 числилось три скважины. Среднегодовые дебиты по ним составляли: нефти – 9,1 т/сут, жидкости – 63,8 т/сут, обводненность продукции – 85,7 %.Распределение действующего фонда добывающих скважин по дебитам нефти и обводненности на 01.01.2017 представлено в таблице и графически на рис. 3. Распределение действующих скважин по дебитам нефти и обводненностиDistribution of existing wells by oil flow rate and water contentДебит, т/сутОбводненность, %Всего< 2020–5050–95> 95Нефть0–3––––03–10––2–210–30–1––1> 30––––0Всего01203  Рис. 3. Распределение действующего фонда добывающих скважин по дебитам нефти и жидкостиFig. 3. Distribution of the current fund of producing wells by oil and liquid debits  Из распределения видно, что на месторождении в действующем фонде скважин на 01.01.2017 было две низкодебитные скважины (66,7 %, дебит нефти в интервале от 3 до 5 т/сут), с дебитом нефти 13,8 т/сут – одна скважина (33,3 %), скважин с дебитом нефти выше 30 т/сут не было.В одной скважине (33,3 %) дебит жидкости составлял 18,8 т/сут, с дебитом жидкости 45,6 т/сут работала еще одна скважина, третья эксплуатировалась с дебитом 45,6 т/сут.В одной действующей скважине обводненность добываемой продукции составляла 25,7 %, еще две скважины эксплуатировались с обводненностью 92,3 и 91,7 % [3, 4]. Анализ динамики обводнения скважинПричиной проведения данной работы послужило превышение допустимых отклонений фактической годовой добычи нефти от проектных в 2015–2016 гг. Недостижение проектных показателей связано с неблагоприятной динамикой обводнения скважин и последующим их выбытием (рис. 4).  Рис. 4. Сопоставление проектных и фактических показателей разработки Демьяновского месторожденияFig. 4. Comparison of design and actual development indicators of the Demyanovskoye field В 2015 г. понижение фактической годовой добычи нефти составило 5,7 % (или 1,75 тыс. т), отклонение по дебиту жидкости составило 55,8 % (факт – 35,2 т/сут, проект – 22,6 т/сут), что можно связать с тем, что обводненность добываемой продукции в этот период была выше запроектированной (проект – 50,6 %, факт – 58,9 %), а одна из скважин была переведена в бездействующий фонд, проработав 209 дней. В 2016 г. после остановки двух скважин годовая добыча нефти снизилась и составила 8,51 тыс. т, что ниже проектной на 69,6 % (или 19,49 тыс. т), при этом обводненность добываемой продукции резко возросла, по сравнению с 2015 г., и в 2016 г. составила уже 85,7 %.Основной причиной отставания проектных показателей является перевод двух скважин (скважины № 11, 13) в бездействующий фонд в связи с высокой обводненностью, в результате которой скважины проработали 290 и 221 дней в 2016 г. На рис. 5 представлено сравнение фактической динамики обводнения по скважинам с прогнозной динамикой обводнения.                                                                                                                          а                                                                                                         б                                                                                                           в                                                                                                       г Рис. 5. Сравнение фактической динамики обводнения продукции скважинс проектными технологическим показателями, полученными при расчетах на ГДМ: а – скважина № 11; б – скважина № 13; в – скважина № 51; г – скважина № 41 Fig. 5. Comparison of the actual dynamics of well production floodingwith the design technological indicators obtained during calculations on the GDM: a – well N. 11; б – well N. 13; в – well N. 51; г – well N. 41 На рис. 5 видно, что фактически скважины обводнялись существенно быстрее, чем это было спрогнозировано на гидродинамической модели (ГДМ). Анализ работы нефтяных скважин месторождения выявил зависимость (рис. 6) обводнения скважин от времени при высоких значениях процента воды в продукции (более 90 %).    Рис. 6. Фактическая динамика обводнения скважин, на 01.01.2017 Fig. 6. The actual dynamics of well flooding, as of 01.01.2017  На рис. 6 представлены фактические показатели роста процента воды по скважинам, которые на 01.01.2017 находились в бездействии по причине обводненности продукции более 98 %. Для удобства сравнения сопоставление приведено в условных месяцах. Аппроксимирующая кривая показывает, что с момента достижения обводненности в 90 % до выбытия скважин при 98 % воды, период эксплуатации составлял 12–13 месяцев [3, 4].При расчетах проектных технологических показателей на ГДМ в аналогичных условиях темпы обводнения существенно ниже, что объясняется сложным геологическим строением коллектора залежи: наличие трещиноватости, и как следствие, конусообразованием. Типовая характеристика вытеснения, построенная по фактическим данным всех скважин (начальные извлекаемые запасы (НИЗ) соответствуют накопленной добыче каждой скважины), свидетельствует о достаточно продолжительном безводном периоде эксплуатации до отбора 85–95 % (рис. 7).   Рис. 7. Характеристика вытеснения по скважинамFig. 7. Characteristics of displacement by wells  ЗаключениеКоллектор евлановско-ливенского объекта относится к поровотрещинно-кавернозному типу. Процесс продвижения воды к интервалам перфорации иной, чем в ГДМ. В безводный период при фонтанной эксплуатации на низких депрессиях (до 10 атм) водонефтяной контакт продвигается относительно равномерно как в матрице, так и в трещинах. При достижении условий прекращения фонтанирования в скважину спускается глубинно-насос­ное оборудование, увеличивается депрессия, происходит вынос воды из ствола скважины, прорыв вытесняющего агента по вертикальным и субвертикальным трещинам и кавернам. Эти обстоятельства обуславливают последующее быстрое обводнение продукции скважины. В связи с этим при переводе скважины на механизированный способ добычи должна подбираться оптимальная депрессия, чтобы дебит жидкости не превышал первоначальный входной дебит жидкости по скважине.