книги из ГПНТБ / Блажевич, В. А. Новые методы ограничения притока воды в нефтяные скважины

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

81

19

скважины. В последующем приемистость постепенно восстанавливается до первоначальной величины.

По данным рис. 25, 26 и 27 и табл. 15 можно сде­ лать следующие выводы.

1.Вся закачиваемая в скважину вода поглощает­ ся пластом II. Коэффициент охвата пласта закачкой равен 29,1%, коэффициент неоднородности закачки — 2-17%. В предел-ax пласта II выделяются два интер­ вала мощностью 0,5 м, имеющие удельную приемис­ тость 400 и 540 м3/сут-0,5 м.

2.В результате проведения первого этапа регули­ рования коэффициент охвата пласта закачкой увели­ чен до 38,8%, коэффициент неоднородности снижен до 152%. Пласты IV и VI воду не поглощают. Указан­ ное увеличение коэффициента охвата пласта было до­ стигнуто в результате продавки первой порции нефти. Задавка второй порции нефти охвата не изменила. Коэффициент неоднородности после продавки первой порции нефти был снижен с 217 до 158,5% и после второй — до 152%- Достигнутые увеличение охвата пласта закачкой и снижение ее неравномерности по мощности сохраняется в течение 17 суток. В то же время отмечается перераспределение приемистости воды по мощности пласта.

3.В результате проведения второго этапа регули­ рования с задавкой в пласт 11 м3 эмульсии наблюда­

ется дальнейшее увеличение коэффициента охвата пласта закачкой до 48,5% и перераспределение при­ емистости по мощности, хотя коэффициент неодно­ родности закачки остается неизменным.

4. Исследования скважины глубинным расходоме­ ром, проведенные через семь суток после второго эта­ па регулирования, показывают практически полное восстановление профиля приемистости скважины как" по степени охвата, так и по степени неравномерности закачки.

5. В результате проведенных работ поглотитель­ ная способность скважины осталась неизменной. Сни­

продавки нефти и эмульсии в пласт. Через 0,5—1 ч приемистостьвосстанавливалась до первоначальной величины.

Аналогичные описанным работы по регулирова­ нию закачки воды по мощности пласта были прове-• дены и в ряде других скважин. Несмотря на изме­ нение параметров обработок в широких пределах (вязкость от 1 • 10—2 до 1,0 Па-с, объем от 2 до 50 м3), эффективность проведенных работ примерно одинако­ ва и аналогична эффективности работ в скв. 549. До­ стигаемое регулирование закачки воды по мощности пласта является кратковременным; лишь иногда по­ лученные увеличение охвата пласта закачкой и сни­ жение ее неравномерности сохраняются до 1,5—2 мес. Это свидетельствует о происходящем переносе зака­ чанных продуктов в глубь пласта.

§ 5. Применение аэрированной жидкости для регулирования закачки воды по мощности пласта

Исследования по изучению возможности использо­ вания для регулирования закачки воды по мощности пласта нефтей, нефтемазутных смесей и аэрированных жидкостей проводились нами одновременно. В осно­ ве использования аэрированных жидкостей для этих целей лежит зависимость «проницаемость—насыще­ ние» пористой среды для двухфазных систем газ— жидкость [49]. Механизм снижения проницаемости пористой среды для воды с увеличением ее газонасы­ щенности определяется многими явлениями, среди ко­ торых, по нашему мнению, основное значение имеет эффект Жамена [49].

Применение воздуха для снижения проницаемости породы использовалось при работах по ограничению притока воды в эксплуатационных скважинах [5]. Практическое осуществление этого процесса в сква­ жинах большой глубины сопряжено с рядом трудно­ стей, что явилось одной из причин замены воздуха аэрированной жидкостью, представляющей собой наг­ нетаемую воду с диспергированным в ней воздухом.

В последнее время проводятся многочисленные ис­ следования по применению аэрированных жидкостей и пен 1 и в ряде других процессов разработки нефтя­

1 Аэрированная жидкость и пена являются эмульсиями га­ за в жидкости и различаются между собой содержанием ста­ билизатора.

100

ных месторождений: вскрытие пласта [3, 83], промыв­ ка песчаных пробок [4], увеличение нефтеотдачи плас­ тов [7, 47, 48, 82, 89] и т. д. Перечисленными иссле­ дованиями подтверждается явление снижения прони­ цаемости породы для воды после фильтрации через нее пен или аэрированных жидкостей.

А. Фрид установил, что пена обладает намного большей вязкостью, чем газ и жидкость, которые ее образуют. Особенно интересным свойством пены яв­ ляется то, что ее «кажущаяся» вязкость зависит от

определенных пределах), тем больше «кажущаяся»

пропорциональна диаметру порового канала. Объяс­ няется это тем, что отдельные пузырьки пены занима­ ют почти все поперечное сечение порового канала и движутся как пластичное твердое тело. При таком движении сопротивления возникают только от трения наружной поверхности пузырьков о стенки порового канала и, следовательно, зависят от диаметра послед­ него [48].

Таким образом, градиенты давления, необходимые для перемещения пены, будут большими для высоко­ проницаемых прослоев пласта и меньшими для мало­ проницаемых прослоев. Это свойство пен является благоприятным для использования их при регулиро­ вании закачки воды по мощности пласта.

Целесообразность задавки пены в пласт определя­ ется ее устойчивостью и дисперсностью, которые зави­

101

сят от поверхностного натяжения растворов и, глав­ ным образом, от механической прочности пленок пе­ ны.

Наиболее важными факторами повышения дис­ персности и устойчивости пены являются скорость движения диспергированного воздуха и концентрация пенообразующего поверхностно-активного вещества (ППАВ). Для получения пен рекомендуются ионные ППАВ [47].

Опытные работы по применению аэрированных жидкостей для регулирования закачки воды по мощ­ ности пласта проводились по той же схеме, как и с применением нефти. Аэрированная жидкость готови­ лась с помощью специального аэратора, состоящего из корпуса — 89-мм насосно-компрессорной трубы, в котором расположен фильтр — заглушенный отрезок 60-мм насосно-компрессорной трубы длиной 1,2 м с 3500 отверстиями диаметром 1 мм. В фильтр нагне­ тается воздух компрессором УПК-80, а в корпус — водный раствор ППАВ. Раствор ППАВ закачивался одним из насосных агрегатов (ЦА-320, АН-500 и т. д.). Получаемая аэрированная жидкость сразу по­ ступает в скважину через выкидную задвижку.

В качестве пенообразующего поверхностно-актив­ ного вещества использовался реагент ОП-Ю [4, 47].

Ниже приведены описания и результаты выполнен­ ных работ по регулированию закачки воды по мощ­ ности пласта в отдельных скважинах.

Скв. 584. В течение трех лет скважиной одновре­ менно эксплуатировались продуктивные пласты I, II, III, IV и V. Затем скважина была переведена в наг­ нетательные для создания очага заводнения по ука­ занным пластам. Пласты I, IV и V осваивались мето­ дом «продавки» высоким давлением.

Начальная приемистость скважины от КНС при совместной закачке воды во все пласты составила 1100 м3/сут при рза.к—4 МПа. Затем приемистость скважины была ограничена до 400 м3/сут.

По результатам исследований скважины глубин­ ным расходомером было установлено, что основная часть закачиваемой в скважину воды поглощается нижней частью пласта III в интервале 1278,5-—1283,2 м (рис. 28 а). С увеличением давления нагнетания воз-

102