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

авторов начато испытание по применению для этих целей суспензий гашеной извести в дегазированной безводной нефти. При этом замена воды нефтью прежде всего обосновывалась возможностью допол­ нительного регулирования закачки воды по мощности пласта за счет 'снижения фазовой проницаемости стенок трещины для закачиваемой воды. Кроме того, подача гашеной извести в нефти могла обеспечить и уменьшение ее растворимости в воде, т. е. увеличение продолжительности эффекта регулирования.

Анализ результатов работ по регулированию за­ качки воды в скважинах Новохазинской площади по­ казывает, что использование нефти для подачи в тре­ щины гашеной извести вместо воды ожидаемого эф­ фекта не обеспечило.

Эффективность регулирования (изменение коэффи­ циентов охвата пласта закачкой и неоднородности закачки, максимальной «пики» приемистости, а также время их восстановления) при закачке извести в воде и нефти примерно одинакова. Число успешных опера­ ций регулирования при подаче извести в воде (по 54 операциям) и нефти (по 93 операциям) соответствен­ но равно 68,5 и 74,2%. При этом следует иметь в ви­ ду, что большинство операций с подачей извести в воде проводилось в процессе разработки и испытания метода.

В настоящее время закачка извести производится только в нефти. Всего из 196 операций регулирования с применением извести 61 проведена с использова­ нием в качестве дисперсионной среды суспензии воды и 134 — нефти.

При проведении одной операции для этих делен использовалась сульфитно-спиртовая барда (ССБ). Замена в указанных условиях воды на нефть обуслов­ лена лучшей удерживающей способностью последней для частиц гашеной извести, что снижает* вероятность выпадения извести в осадок в стволе скважины. Имен­ но вследствие этого замена воды на нефть привела к сокращению числа случаев образования пробок из­ вести на забое скважин. Так, из 54 операций с пода­ чей извести в воде пробки обнаружены в 15 (27,8%),

аиз 89 операций с подачей извести в нефти — только

в3(3,4% ).

123

1'25

124

щаться со временем самопроизвольно. Таким обра­ зом, проведение кислотной ванны сразу же после

.закачки извести является недостаточно обоснован­ ным. Не подтверждено оно и проведенными опытны­ ми работами. В то же время трудоемкость работ по регулированию с изменением технологии значительно возрастает.

§ 4. Применение синтетической смолы ТСД-9 для регулирования закачки воды по мощности пласта при наличии в нем трещин

Как было показано, продолжительность эффекта регулирования закачки воды по мощности заводняе­ мых пластов с помощью суспензий гашеной извести в условиях Новохазинской площади составляет около четырех месяцев. Основные причины восстановления приводимости трещин — постепенное растворение извести в воде и, пожалуй, в большей мере, перенос частиц извести в глубь пласта при 'увеличении давле­ ния нагнетания. В последнем случае даже кратковре­ менный рост давления нагнетания должен привести к увеличению зазора и протяженности трещины. При последующем снижении давления нагнетания зазор и протяженность трещины уменьшатся и часть извести окажется защемленной, в то время как проницаемость поверхностей трещины увеличится.

Изложенное явилось обоснованием изучения воз­ можности разработки методов регулирования закачки в условиях наличия в пласте трещин, основанных на полной их закупорке. Первым шагом в этом направ­ лении явилась попытка изоляции трещин с помощью синтетических смол. Для этой цели в нагнетательных скв. 4362 и 4666 были использованы суспензии глины на основе смолы ТСД-9. Ниже приведено описание выполненных работ по скв. 4666.

Скв. 4666. Скважина находится под закачкой во­ ды в пласте II, вскрытый перфорацией в интервале

1210,2—1217,2 м (рис. 34). В течение 1967—1968 гг. в

ней проведено три операции по регулированию закач­ ки воды с помощью суспензий гашеной извести, поз­ воляющие высказать предположение о наличии в

126

пласте трещин против интервала 1211,5—1212,0 м. Характер приемистости по мощности пласта перед работами по закупорке трещины суспензии глины на основе смолы ТСД-9 показан иа рис. 34,а.

0 10 го 30 Ом-м а б в 8

Исходя из значения температуры нагнетаемой во­ ды, равной 6°С, рецептуру суспензии выбирали из расчета температуры пласта 10° С со временем нача­ ла отверждения 50 мин. Для приготовления суспен­ зии в объеме 2,25 м3 было использовано: смолы ТСД-9 — 1; формалина — 0,5; . стандартного глинисто­ го раствора — 0,73 м3; каустической соды (NaOH) —

20кг.

Суспензия приготовлялась путем смешения исход­

ных компонентов через тройник на* устье скважины при закачке их двумя агрегатами ЦА-320М: одним агрегатом закачивалась смола ТСД-9 в смеси с каус­ тической содой, вторым — смесь формалина с глини­ стым раствором. Необходимое соотношение смолы и смеси 1 : 1,25 выдерживалось с помощью регулирова­ ния числа оборотов двигателей агрегатов.

Работы по закупорке трещин проводились по схе­ ме селективной изоляции: суспензия закачивалась в 146-мм эксплуатационную колонну и продавливалась за нее в существующий интервал перфорации пласта во всем объеме с целью исключения в последующем операции разбуривания стакана отвержденной сус­

1127

пензии. Исходя из этого, объем продавочной жидкости

части ее в стволе скважины продавца проводилась агрегатом ЦА-320М, что обеспечило точность закач­ ки заданного объема продавочной воды.

Суспензия прокачивалась по стволу скважины при давлении 13 МПа. Момент начала продавки смеси за эксплуатационную колонну был точно зафиксирован резким повышением давления до 14 МПа (что согла­ суется с объемом продавочной воды).

После задавки суспензии за эксплуатационную колонну скважина была загерметизирована для от­ верждения суспензии. Через двое суток стакан отвержденной суспензии был обнаружен на глубине ИЗО м, в то время как по расчету весь объем ее был продавлен за эксплуатационную колонну (объем про­ давочной воды на 0,2 м3 больше объема ствола сква­ жины). Таким, образом, из 2,25 м3 суспензии, задав­ ленной за эксплуатационную колонну, 1,09 м3 оказа­ лось вытесненной до начала отверждения обратно в ствол скважины. Причина вытеснения — иегерметичность устьевого оборудования (задвижка на во­ доводе) .

После разбуривания стакана отвержденной сус-' пензии скважина была пущена под закачку без вскрытия пласта перфорацией. Приемистость скважи­ ны и прежде всего интервала предполагаемой тре­ щины резко снизилась (см. рис. 34,6). Общая приеми­ стость скважины стала равной 565 м3/сут при давле­ нии нагнетания 13 МПа, в то время как до изоляции трещин она составляла 772 м3/сут при давлении 8,2 МПа. При этом приемистость интервала предпола­ гаемой трещины (1211,5—1212,0 м), несмотря на рост давления, оказалась сниженной почти в 2 раза.

Кислотная обработка скважины приводит к почти полному восстановлению приемистости скважины (см. рис. 34,е); при давлении 8 МПа скважина по­ глощает воду с расходом 645 м3/сут. При этом прие­ мистость интервала предполагаемой трещины оказы­ вается в 4 раза меньше, чем до изоляции трещин

128

суспензией смолы (см. рис. 34,о), что позволяет сде­ лать предположение' об изоляции существующих трещин закачанной суспензией.

Наблюденный эффект от кислотной обработки свидетельствует об очистке фильтрующей поверхно­ сти самого ствола скважины, поскольку отвержденная смола ТСД-9 и суспензии глины на ее основе в кисло­ те не растворяются.

Вусловиях скв. 4666 факт отверждения суспензии

впласте не вызывает сомнения, поскольку она ока­ залась отвержденной в стволе скважины уже после вытеснения ее из трещин.

Затем' в скважине проводятся работы по регули­ рованию закачки воды с помощью закачки суспензии гашеной извести с последующей кислотной обработ­ кой, в результате чего приемистость скважины была снижена. При повышении давления закачки воды появляется интервал резко увеличенной приемисто­ сти, который расположен ниже интервала предпола­ гаемых. трещин до их изоляции суспензией (см. рис. 34,а). По результатам проведенных работ можно сде­ лать следующие выводы.

1.Залавливаемая за эксплуатационную колонну суспензия глины на основе смолы ТСД-9 преимуще­ ственно поглощается интервалом, содержащим откры­ тые трещины. Последнее подтверждается сохране­ нием приемистости воды пластом даже после отвер­ ждения суспензии в стволе скважины по всей мощ­ ности пласта без дополнительного вскрытия его перфорацией после разбуривания стакана. Об этом

свидетельствует и снижение приемистости интервала предполагаемых трещин.

2.Задавка в открытые трещины и отверждение в них суспензии глины на основе смолы ТСД-9 обеспе­ чивает ограничение их проводимости. Снижение прие­ мистости интервала трещин не до нуля может быть объяснено прежде всего ограниченной величиной зазора трещин, намного меньше выделенного их ин­ тервала при шаге измерения 0, 5 м.

3.Наблюдаемое резкое увеличение приемистости "интервала, расположенного рядом с изолированным

интервалом предполагаемых трещин, может быть объ­ яснено расслоением пласта по границе отвержденной

суспензии при повышении давления закачки (даже кратковременной, например в процессе исследования). Сам факт существования в пласте трещин подтверж­ ден задавкой на эксплуатационную колонну 2 т га­ шенной извести после проведения всех описанных ра­ бот.

Аналогичные работы были проведены и в нагне­ тательной СКВ.4362, в которой суспензия глины на основе .смолы ТСД-9 была задавлена за эксплуата­ ционную колонну во всем объеме. Через двое суток после закачки суспензии скважина была пущена под закачку также без дополнительного вскрытия пласта перфорацией. Результаты проведенных работ пол­ ностью повторяют результаты, полученные в скв. 4666.

Полученные данные подтверждают необходимость продолжения начатых исследований по изучению возможности полной изоляции открытых трещин для целей регулирования закачки воды по мощности пла­ ста при его заводнении.

Г л а в а III

ВЛИЯНИЕ РЕГУЛИРОВАНИЯ ЗАКАЧКИ ВОДЫ ПО МОЩНОСТИ ПЛАСТА НА ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ ЕГО

Регулирование закачки воды по мощности завод­ няемых пластов направлено на достижение наиболее полной и равномерной выработки запасов нефти из них. В основу предложенного метода, равно как и большинства известных методов регулирования, по­ ложено ограничение приемистости самых проницае­ мых интервалов пласта. Последнее приводит к сок­ ращению закачки воды в них и вовлечение под за­ качку малопроницаемых интервалов пласта. Известно, что эффективность регулирования закачки воды по мощности пласта в нагнетательных скважи­ нах выражается в увеличении добычи нефти нефтя­ ных скважин и снижении содержания воды' в их продукции [20, 22].

Указанный эффект регулирования к настоящему Еремени наблюден по многим нефтяным скважинам Ново-Хазинской площади. Ниже приведено описание отдельных из них. При этом из большого числа неф-

130

тяных скважин, окружающих нагнетательные сква­ жины, в которых проведено регулирование, выбраны лишь те, где в течение анализируемого периода со­ хранялся режим работы глубинно-насосных устано­ вок и не проводилось никаких работ по интенсифи­

закачки воды обусловливались лишь проведенными работами по регулированию. Последнее позволяет рассматривать наблюдаемые изменения в дебите нефти и содержании воды в продукции выбранных нефтяных скважин именно как результат проведен­ ных работ по регулированию в нагнетательных сква­ жинах.

В примерах, в которых отмечен эффект от регули­ рования, нефтяные скважины расположены на рас­ стоянии 300—600 м от нагнетательных.

Скв. 4577. Каротажная характеристика и профили приемистости скважины представлены на рис. 35. Не­

коэффициент охвата пласта закачкой равен 37%; ко­ эффициент неоднородности закачки 234%; интёрвал 1259—.1259,5 м поглощает около 50% нагнетаемой в скважину воды. Проведенная первая, операция по регулированию с закачкой 2 т гашеной извести обес­ печила увеличение коэффициента охвата пласта за­ качкой до 58% и снижение коэффициента неоднород­ ности закачки до 78%, а также резкое уменьшение приемистости интервала 1259—1259,5 м (дата иссле­ дования 8/ѴІІІ 1967 г.). Полученный эффект регули­ рования закачки зафиксирован и чер'ез два месяца, исследованиями же, проведенными через 11 месяцев, установлено его отсутствие (дата исследования 11 /X 1967 г. и 17/ѴІІ 1968 г.). В последующем в сква­ жине периодически проводятся повторные работы по регулированию.

На рис. 36 приведены схема расположения нагне­ тательной скв. 4577 и соседних с ней нагнетательных и эксплуатационных скважин на площади, а также геологические профили по линии скв. 3567—3224— 4577—3325—4561 и скв. 4785—4577—3332. На рис. 37

«fl Du

Рис. 35. Профили приемистости нагнетательной скв. 4577 до и после проведения работ по ре­ гулированию.