Файл: Блажевич, В. А. Новые методы ограничения притока воды в нефтяные скважины.pdf

ностыо вскрытия пласта перфорацией (15—20 выстре­ лов на 1 м мощности), а также возможной закупоркой призабойной зоны пласта в процессе бурения и экс­ плуатации скважины. В последующем неперекрытые каналы или интервалы пласта остаются путями по­ ступления жидкости (или газа) в скважину.

В этих условиях вероятность исключения уже вы­ работанных, обводненных интервалов пласта по схеме селективной изоляции с закачкой ограниченных объе­ мов изоляционного реагента особенно мала. В отдель­ ных случаях в пласт залавливалось менее 0,02 м3 раствора смолы на 1 м мощности пласта, что при рав­ номерном поглощении его по периметру скважины должно было создать непроницаемую оторочку про­ тяженностью менее 0,1 м (см. табл. 9). Схематически возможный вариант неравномерного поглощения изо­ ляционного реагента представлен на рис. 20. Увеличе-

Рнс. 20. Схема изоляции обводненного пропластка.

ние объема изоляционного реагента несомненно повысит надежность изоляции обводненных интервалов. Однако при этом возрастает и вероятность изоляции невыработанных нефтенасыщенных интервалов.

Все изоляционные работы, как правило, проводят,

72

исходя из условий отсутствия движения жидкости в изолируемых каналах, пластах и отдельных их интер­ валах. Чаще всего эти работы осуществляются при наличии движения жидкости в последних. С одной стороны, существование движения жидкости обуслов­ ливается наличием разницы в величинах пластового давления в пласте-обводнителе и продуктивном плас­ те, с другой, — продолжением разработки продуктив­ ного пласта в процессе проведения изоляционных ра­ бот в данной скважине. Скорость этого движения оп­ ределяется многими факторами. По мощности пласта ее максимальное значение будет соответствовать ин­ тервалам наибольшей проницаемости или интервалам, содержащим трещины.

Как показывают исследования, скорость движения жидкости по наиболее проницаемым интервалам плас­ та и между отдельными пластами достигает значи­ тельных величин. Так, в условиях законтурного завод­ нения девонских пластов Туймазинского месторожде­ ния [53] была зарегистрирована скорость продвиже­ ния закачиваемой воды 1000 м/год (0,1 м/ч). В ус­ ловиях внутриконтурного заводнения продуктивных пластов нижнего карбона Арланского месторождения зафиксированы случаи движения нагнетаемой воды со скоростью более 3000 м/год (около 0,4 м/ч). В процессе одновременной закачки воды в девонские пласты Ді и Дп в скв. 321 Туймазинского месторож­ дения был установлен переток воды из пласта Ди в пласт Ді в количестве 482 м3/сут [29]. Переток обус­ ловлен разницей пластового давления в указанных пластах, равной 12,0 МПа.

Время превращения изоляционного реагента в не­ текучее состояние обычно устанавливается с «запа­ сом» против «чистого» времени, необходимого для за­ качки реагента в пласт. Для условий проведения изо­ ляционных работ в скважинах месторождений Баш­ кирии время начала отверждения синтетических смол установлено равным 2,5—3 ч, в то время как при четкой организации работ последние завершаются в течение 30—40 мин.

Сопоставление скорости движения жидкости в пластах или между ними с приведенными значениями времени начала отверждения растворов смолы пока­

73

зывает, что в реальных условиях процесс изоляции проходит значительно сложнее планируемого. Зака­ чиваемые в жидком состоянии растворы смолы могут быть вытеснены из изолируемых каналов и призабой­ ной зоны пласта в глубь последнего или в скважину

ваны или образованы в местах оттеснения растворов смолы ко времени начала превращения его в нете­ кучее состояние или же вследствие дополнительного разбавления их изолирующая способность будет по­ теряна.

Именно последним может быть объяснено отсутст­ вие результатов при проведении изоляционных работ в ряде скважин. В качестве примеров ниже приведено описание работ по исправлению некачественного це­ ментного кольца в скв. 120-6 Шкаповского место­ рождения и 1349 Арланского месторождения. Первая из них, эксплуатирующая пласт Діѵ (интервал пер­ форации 2051—2055 м), обводнилась водой пласта Ді (интервал 1976—1995 м). Для ликвидации нару­ шений в кольце между пластами Ді и Діѵ раствор смолы ТСД-9 залавливался в интервал перфорации пласта Діѵ. При наличии отвержденного стакана смо­ лы в стволе скважины, что подтверждает правильность подбора рецептуры и приготовления раствора смолы, работы оказались безрезультатными. Причиной пос­ леднего могло явиться вытеснение раствора смолы из нарушений в пласт Діѵ до начала отверждения его, так как пластовое давление в пласте Діѵ было равно 16,5 МПа, а в пласте-обводнителе Ді — 20,0 МПа.

В скв. 1349, эксплуатирующей продуктивный пласт VI (интервал перфорации 1328—1331,2 м) и обвод­ нявшейся водой пласта II (интервал 1304,6—1308,6 м), подобные работы также оказались безрезультатными. Возможная причина — разница пластового давления во II (15,0 МПа) и VI (12,0 МПа) пластах.

Одним из путей, обеспечивающих надежное пере-1

1 Одним из мероприятий, обеспечивающих удержание раст­ воров смолы в изолируемых каналах или интервалах пласта, является продавца смолы цементными растворами. Эта техно­ логия изоляционных работ в настоящее время широко исполь­ зуется на многих промыслах.

74

крытие изолируемых каналов или отключаемых плас­ тов, является ступенчатая закачка изоляционного ре­ агента с различными сроками превращения его в нете­ кучее состояние (отверждение, гелеили осадкообра­ зование и т. д.). При этом первая ступень предусмат­ ривает закачку изоляционного реагента с минималь­ ным временем превращения его в нетекучее состояние, обусловленным лишь временем, необходимым для его продавки в наиболее проницаемые каналы или участ­ ки пласта (см. рис. 20). С закупоркой их создаются условия для заполнения при осуществлении последую­ щей ступени уже менее проницаемых каналов или участков пласта (см. рис. 20). Таким образом, обес­ печивается наиболее полное заполнение каналов раз­ личных размеров или создание непроницаемой отороч­ ки по всему периметру ствола скважины и по всей мощности изолируемого пласта или отдельных его интервалов. При этом сроки превращения изоляцион­ ного реагента в нетекучее состояние от ступени к ступени должны увеличиваться. Кроме того, вязкость применяемого реагента может уменьшаться, что до­ полнительно будет способствовать проникновению его в менее проницаемые интервалы.

Продавка каждой последующей порции изоляци­ онного реагента может быть осуществлена отдельно после превращения в нетекучее, состояние предыду­ щей порции и оценки степени достигнутой закупорки (опрессовка, понижение уровня и т. д.).,Вместе с тем продавка всех порций может быть проведена и непосредственно друг за другом. При этом время пре­ вращения в нетекучее состояние каждой последующей порции изоляционного реагента должно устанавли­ ваться исходя из возможности продавки ее полностью после превращения в нетекучее состояние предыдущей порции. Последняя порция изоляционного реагента должна залавливаться с расчетом перекрытия им устьевой части каналов или изолируемого пласта вок­ руг самого ствола скважины.

Число ступеней, объем порций и общий объем изо­ ляционного реагента устанавливаются для условий скважин каждого конкретного местороледения опыт­ ным путем с учетом параметров изолируемых кана­ лов и пластов,

75

76

Раздел второй

РЕГУЛИРОВАНИЕ ЗАКАЧКИ ВОДЫ ПО МОЩНОСТИ ЗАВОДНЯЕМОГО ПЛАСТА

В НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИНАХ

ВВЕДЕНИЕ

По результатам многочисленных исследований ус­ тановлено, что чаще всего закачиваемая в нагнета­ тельные скважины вода поглощается по мощности за­ водняемого пласта крайне неравномерно [19, 30, 54]. При этом, как правило, большая часть нагнетаемой воды поглощается отдельными интервалами пласта ограниченной мощности. При закачке воды через одну нагнетательную скважину одновременно в несколько пластов вода поглощается лишь некоторыми из них.

Указанные особенности поглощения воды обуслов­ ливаются неоднородным строением и условиями раз­ работки продуктивных пластов и определяют харак­ тер выработки последних — опережающее движение нагнетаемой воды на большие расстояния по прости­ ранию пласта по наиболее проницаемым прослоям с обводнением эксплуатационных скважин задолго до полной выработки пласта [36].

В этих условиях работы по регулированию за­ качки воды по мощности заводняемых пластов при­ обретают первостепенное значение в решении боль­ шой и сложной проблемы рациональной разработки нефтяных месторождений. Регулирование предусмат­ ривает решение одновременно двух задач: увеличение охвата пласта закачкой и снижение степени неравно­ мерности закачки по его мощности.

Эти задачи могут решаться двумя путями: сни­ жением подвижности нагнетаемой воды или измене­ нием проницаемости пород в 'призабойной зоне за­ водняемого пласта. В первом случае в пласт закачи­ вается «оторочка» жидкости повышенной вязкости, которая распределяется по мощности пласта пропор­ ционально проницаемости отдельных интервалов его, создавая таким образом сопротивление опережающе-

79

му движению закачиваемой воды по наиболее прони­ цаемым прослоям и выравнивая фронт закачки. В качестве вязкой жидкости для этих целей чаще всего используются водные растворы полимеров и в част­ ности полиакриламида [82, 61]. Регулирование путем изменения проницаемости пород в призабойной зоне пласта принципиально может быть достигнуто как в результате увеличения проницаемости интервалов пласта с низкой проницаемостью, так и вследствие снижения проницаемости интервалов пласта с высокой проницаемостью. При этом необходимым условием целесообразности проведения работ по регулированию является слоистое строение заводняемого пласта.

Наиболее простыми в практическом осуществле­ нии являются методы регулирования, основанные на снижении приемистости наиболее проницаемых интер­ валов пласта, которые находят все более широкое распространение [84, 85, 87]. В качестве материалов для снижения приемистости высокопроницаемых ин­ тервалов предложены: суспензии древесных опилок, ореховой шелухи, кожаных и асбестовых волокон, кремнезема, цемента и т. д. в воде, углеводородных жидкостях и эмульсиях, а также химические реа­ генты, образующие при взаимодействии между собой или с пластовой водой гель или осадок [23]. Выбор материалов для регулирования профилей приемисто­ сти определяется параметрами заводняемого пласта

—проницаемостью, степенью трещиноватости и т. д. Ниже описываются исследования по разработке,

испытанию и внедрению метода регулирования закач­ ки воды по мощности продуктивных пластов нижнего карбона в скважинах Арланского месторождения (главным образом, Новохазинской площади). Одна­ ко результаты работы с успехом могут быть исполь­ зованы на многих нефтяных месторождениях.

Основными объектами разработки на Арланском месторождении являются продуктивные пласты угле­ носной толщи нижнего карбона, представленные песчано-алевролитовыми породами, характеризующи­ мися непостоянными коллекторскими свойствами как по разрезу, так и в плане. Наибольшую мощность имеют пласты II и IV. Эти пласты характеризуются лучшими коллекторскими свойствами: средняя прони­

80