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

стигают 500—600 м3/сут-0,5 м и более. Многочислен­ ные попытки изыскания достаточно несложного спосо­ ба выражения степени охвата пласта закачкой по мощности пласта и степени неоднородности этого ох­ вата одним показателем пока не дают положительных результатов. Трудность заключается в отсутствии какой-либо закономерности между этими двумя вели­ чинами, изменяющимися в широких пределах.

Исходя из сущности описанных коэффициентов, видим, что коэффициент охвата пласта закачкой мо­ жет изменяться в пределах от нуля до 100%.

Нижняя граница изменения коэффициента неодно­ родности закачки определяется нулем, а верхняя за­ висит от соотношения шага измерения закачки и мощ­ ности пласта, вскрытойперфорацией. Максималь­ ное значение коэффициента неоднородности закачки будет соответствовать случаю, когда вся закачивае­ мая в скважину жидкость поглощается через интер­ вал пласта, равный шагу измерения. Так, для усло­ вий исследований, проводимых с шагом измерения 0,5 м, верхний предел коэффициента Неоднородности закачки в зависимости от мощности пласта, вскрытой

Рис. 23. Изменение верхнего предела коэффи­ циента неоднородности закачки по мощности пласта в зависимости от его мощности, вскры­ той перфорацией.

перфорацией, характеризуется кривой, представлен­ ной на рис. 23. При изменении шага измерения ха­ рактер верхнего предела коэффициента неоднород­ ности закачки в зависимости от мощности пласта,

89

вскрытой перфорацией, будет иной. При этом при уменьшении шага измерения верхний предел коэффи­ циента неоднородности закачки увеличивается.

Зависимость пределов изменения коэффициента неоднородности закачки от мощности пласта затруд­ няет сравнение по этому показателю скважин с плас­ тами. различной мощности. В условиях же каждой от­ дельной скважины, т. е. при сохранении мощности пласта, вскрытой перфорацией, использование коэф­ фициента неоднородности закачки (1.2) позволяет по­ лучить количественную оценку эффективности работ по регулированию.

Идеальный случай выработки продуктивного плас­ та будет характеризоваться коэффициентами охвата пласта закачкой, равными 100%, и коэффициентами неоднородности закачки, равными нулю. При этом пласт полностью будет охвачен закачкой, одинаковой

впределах всей мощности, вскрытой перфорацией.

§3. Назначение методов регулирования

закачки воды по мощности пласта

Назначение методов регулирования и требования к реагентам для их осуществления может быть опре­ делено следующими основными положениями.

1. Применение метода должно обеспечивать высо­ кую степень снижения фазовой проницаемости поро­ ды пласта для воды или полную закупорку высоко­ проницаемых интервалов и трещин. При этом должна предусматриваться возможность восстановления про­ ницаемости закупоренных интервалов в случае необ­ ходимости.

2.Изолирующие материалы должны быть неде­ фицитны, дешевы и безопасны при применении.

3.Технология метода несложная и выполнимая с применением промыслового оборудования.

Трудность в изоляции отдельных наиболее прони­ цаемых интервалов пласта для избирательной закачки изолирующих реагентов только в них обусловливают закачку изолирующих реагентов по всей мощности продуктивного пласта, вскрытого перфорацией. При этом закачиваемый реагент будет проникать во все интервалы пласта в соответствии с их поглотительной

90

способностью. Преимущественное проникновение изо­ лирующего реагента в высокопроницаемые интервалы пласта обеспечит снижение их приемистости в боль­ шей степени по сравнению с интервалами с низкой проницаемостью. При сохранении давления нагнета­ ния проведенные работы должны привести к сниже­ нию суммарной приемистости скважины. При работах по регулированию в скважинах, закачка воды в ко­ торые ограничена и осуществляется при давлении ниже давления, развиваемого насосами на КНС, ог­ раничение приемистости высокопроницаемых интерва­ лов пласта может привести к'росту давления нагнета­ ния и вовлечению под закачку интервалов пласта, не охваченных закачкой ранее. Таким образом, происхо­ дит выравнивание профиля приемистости и увеличение охвата пласта закачкой.

Одним из основных параметров, определяющих вы­ бор метода и реагента для регулирования закачки воды по мощности пласта, являются его геологическое строение и условия разработки и прежде всего на­ личие в пласте трещин, открытых при давлении наг­ нетания воды в скважину. Однако отсутствие сведе­ ний о последнем и обоснованной методики определе­ ния трещиноватости дают основание искать методы исходя из представлений о нетрещиноватом пласте.

В этих условиях были испытаны наиболее доступ­ ные и простые в практическом применении реагенты: дегазированная нефть собственного пласта, ее смесь

стопочным мазутом и аэрированная жидкость.

§4. Применение нефти и нефтемазутных смесей для регулирования закачки воды по мощности пласта

Основанием для изучения возможности использо­ вания нефти и нефтемазутных смесей в качестве ре­ агента для регулирования закачки воды по мощности пласта явилось следующее.

1. Известные зависимости «проницаемость—насы­ щение» пористой среды для двухфазных систем несмешивающихся жидкостей, согласно которым увели­ чение иефтенасыщенностн пористой среды приводит к снижению ее фазовой проницаемости для воды [49].

91

2.Нефть и нефтемазутные смеси являются доступ­ ными и дешевыми материалами.

3.При применении нефти или нефтемазутных сме­ сей проницаемость породы для воды может быть вос­ становлена, например, с помощью поверхностно-актив­ ных веществ (ПАВ).

Применение нефти и нефтемазутных смесей для снижения проницаемости Породы для воды известно при решении проблемы изоляции притока пластовых вод в нефтяных скважинах. Проводимыми по этой проблеме исследованиями было установлено, что с помощью указанных продуктов проницаемость порис­ той среды для воды может быть снижена практически до нуля. В частности, такая возможность была уста­ новлена БашНИПИнефть для дегазированной девон­ ской нефти Туймазинского месторождения [74].

Механизм снижения фазовой проницаемости по­ роды для воды при увеличении ее насыщенности уг­ леводородной жидкостью чрезвычайно сложен и пока окончательно не изучен. Снижение фазовой проницае­ мости в различной степени определяется рядом фак­ торов (молекулярно-поверхностные явления, капил­ лярные эффекты, образование эмульсий и т. д.).

Изолирующая способность нефти (степень сниже­ ния проницаемости породы для воды) определяется ее физико-химическими свойствами. Для изучения изо­ лирующей способности различных нефтей и их смесей с мазутом и обоснованного выбора наиболее эффек­ тивных из них были поставлены специальные иссле­ дования [24]. Прежде всего исследовались нефть Арланского месторождения и девонская нефть Туйма­ зинского месторождения и их смеси с топочным мазу­ том, различающиеся между собой вязкостью, содер­ жанием асфальтенов и смол. Одновременно были исследованы и два образца нефтей азербайджанских месторождений Кюров-Даг и Банка Дарвина, отли­ чающихся высоким содержанием смол и наличием в своем составе нафтеновых кислот. Характеристика ис­ следовавшихся продуктов приведена в табл. 14, где помещены и окончательные результаты изучения их изолирующих свойств — степень снижения проница­ емости образцов для воды и гидрофобизирующая спо­ собность продуктов (капиллярная пропитка). На рис.

92

24 отражен характер изменения скорости фильтрации исследовавшихся продуктов" через пористую среду.

Опыты по фильтрации проводились на искусствен­ ных образцах песчаника диаметром 40 мм и длиной 50 мм. Объем порового пространства образцов состав­ лял 18ІО3 — 20ІО3 мм3.

Фильтрация нефтей и нефтемазутных смесей осу­ ществлялась через водонасыщенные образцы при пе­ репадах давления, рассчитанных по формуле Дюпюи с учетом условий работы скважин месторождений Башкирии.

После фильтрации нефтепродуктов (практически до полного прекращения фильтрации) образцы выдер­ живались в течение одних и пяти суток, после чего определялась проницаемость одного образца и ка­ пиллярная пропитка другого по принятой методике

[74].

По результатам -исследований было установлено, что степень снижения проницаемости образцов по во­ де в результате фильтрации всех исследовавшихся продуктов одинакова. Однако, как видно из рис. 24,

Рис. 24. Изменение во времени скорости фильтрации различных нефтей через образ­ цы искусственного песчаника.

для достижения этой степени снижения проницаемос­ ти необходима фильтрация различных количеств про­ дуктов. Кроме того, были подтверждены данные о неполной гидрофобизации образцов песчаника с ос-

93

94

вода (720 м3/сут при давлении закачки 10,3 МПа) по­ глощается пластом II (рис. 25, а). Коэффициент ох­ вата пласта закачкой равен 29,1%, коэффициент не­ однородности закачки составляет 217%.

Работы по регулированию закачки воды по мощ­ ности проводились в следующие два этапа.

891кг/м3).

2.25/Х 1965 г. в пласты продавлено 11 м3 эмуль­ сии, приготовленной из 9 м3 нефти и 2 м3 пресной воды (вязкость эмульсии 93,5-ІО-3 Па-с прл темпе­ ратуре 20°С, плотность — 910 кг/м3).

Результаты обработки данных исследований сква­

На картограммах рис. 26 и 27 отчетливо выделя­ ются время движения нефти и эмульсии по стволу скважины и момент начала задавки их в пласт, ха­ рактеризующийся резким снижением приемистости