книги из ГПНТБ / Поддержание пластового давления на нефтяных месторождениях

Учитывая потери высоковязкой жидкости при прокачке через колонну труб и в пласте, на практике при использовании 12%-ного раствора соляной кислоты принимают порцию высоковязкой жидкости, равную 0,2—0,25 объема предшествующей ей порции кислотного раствора.

После проведения лабораторных исследований опыты были пере­ несены непосредственно в нагнетательные скважины. В НГДУ Речицанефть солянокислотные обработки по предложенной технологии проведены практически во всех нагнетательных скважинах. Схема обвязки оборудования со скважиной такая же, как и при обычной

не обнаружено. Поэтому, исходя из тех­ нических и технологических условий обработки, рекомендуется брать

кислоты около 8 м3 . Объем порций высоковязкой жидкости прак­ тически во всех опытных обработках составлял 20—25% от объема предыдущей порции кислоты.

Общий объем всех порций кислоты для одной обработки изме­ нялся по скважинам от 10 до 40 м3 . Для каждой конкретной сква­ жины его выбирали на основании данных о поглощающей мощ­ ности обрабатываемого пласта и необходимой глубине обработки.

В качестве изолирующей жидкости применяли сульфит-спирто­ вую барду, которая обладает следующими положительными свой­ ствами:

а) вязкость ее легко регулируется путем добавления воды (для снижения вязкости) или поваренной соли (для увеличения вязкости); б) она медленно, но полностью растворяется в воде, поэтому

100

проницаемость стенок трещин, покрытых ССБ, со временем пол­ ностью восстанавливается без проведения дополнительных работ; в) при наличии в воде до 1% ССБ значительно снижаются гид­ равлические потери при движении жидкости по трубам [156], бла­ годаря этому увеличивается интенсивность излива после обработки, что способствует более полному удалению продуктов реакции из

пласта;

г) ССБ способствует увеличению к. п. д. лифтирования жидко­ сти [157] при изливе за счет выделения С 0 2 при реакции кислоты с карбонатной породой; это также способствует интенсивности дре­ нирования пласта.

Т а б л и ц а 19

101

Все опытные обработки оказались эффективнее предшествующих

ной технологии. Из графика видно, что эффективность глубоких кислотных обработок значительно выше, чем проведенных по старой технологии. В первый год внедрения (1970 г.) предложенной техно­ логии обработки проведены

забойной зоны взвешенными частицами, находящимися в закачи­ ваемой воде. Специальные исследования показали, что по всем месторождениям в воде, закачиваемой в нагнетательные скважины,

102

содержатся частицы глины, кремнезема, органические остатки, продукты коррозии и т. п.

Работы по определению растворимости этих взвесей проводились в следующем порядке. При изливе скважин отбирали пробы за­ грязненной воды. Осадок, полученный при отстаивании проб воды, высушивали до постоянного веса.

Сухой остаток помещали в растворы соляной кислоты различной

Результаты исследований, выполненных нами в ТатНИПИнефть (по Ромашкинскому месторождению) и в Гомельском отделе УкрНИИПНД (по Речицкому месторождению), приведены в табл. 22. Из табл. 22 видно, что растворимость взвесей существенно зависит от состава растворяющего агента.

Очевидно, при правильном подборе реагента можно достичь 60—80%-ного растворения закупоривающего материала в призабойной зоне нагнетательных скважин. Таким образом, если приеми­ стость нагнетательной скважины во времени быстро снижается вследствие заиления призабойной зоны, то кислотные обработки могут быть эффективными даже в том случае, если в породе пласта не содержится известняка (пласт представлен песчаником или алевро­ литом).

Это подтверждается исследованиями по месторождениям Тата­ рии и Азербайджана 1 , где продуктивные пласты представлены песчаниками с содержанием карбонатных включений не более 5% :

103

Технология кислотных обработок, проводимых с целью восста­ новления приемистости нагнетательных скважин, не отличается от технологии, применяемой при освоении. Приведенные материалы показывают, что при правильном выборе технологии солянокислотные обработки являются эффективным методом освоения и восста­ новления приемистости нагнетательных скважин.

2.ПОВЫШЕНИЕ ДАВЛЕНИЯ НАГНЕТАНИЯ ВОДЫ

Вначальный период заводнения нефтяных пластов давление нагнетания обычно выбирают с таким расчетом, чтобы пластовое давление оставалось на первоначальном уровне. Практика пока­ зала, что такого давления недостаточно для выработки слабопрони­ цаемых пластов. В последние годы с целью ускорения темпов раз­ работки нефтяных месторождений и увеличения охвата пластов выработкой по мощности и площади проводятся различные меро­

Для изучения механизма заводнения пластов при высоких давле­ ниях нагнетания и определения эффективности этого мероприятия проводились специальные исследования.

Известно, что при повышении давления нагнетания приемистость пластов увеличивается [34, 50, 55, 58, 69 ]. Это происходит под влия­

в) увеличения проницаемости горных пород пласта за счет умень­

*= / ( А І Р ф ) .

Вработе В. М. Добрынина [55] показано, что проницаемость породы существенно зависит от горного давления, а также от струк­ туры и минералогического состава пород. Все подобные исследова­

ния выполнены для случаев, когда р$ <ірг-

В настоящее время, когда забойное давление закачки в некоторых случаях превышает горное давление, появилась необходимость исследования изменения проницаемости горных пород для усло­

вий рф > рт.

Трудность исследования фильтрации жидкостей или газов через образцы горных пород при давлении, превышающем горнос, заклю­ чается в отсутствии необходимой аппаратуры. Существующий способ исследования заключается в том, что испытуемый образец 1 горной породы (рис. 43) помещают в уплотнительный элемент 5, затем вместе с ним вставляют в кернодержатель 6. После этого устана-

1 04

вливают необходимое давление в системе гидрообжима (рг) и при­

ние в гидрообжиме (имитирующее горное давление) всегда должно

Рис. 43. Схемы кернодержателей по изучению фильтрации жидкости при давлениях прокачки ни­ же (о) и выше (б) горного.

боковую поверхность образца горной породы (рис. 43, б) предвари­ тельно покрывают слоем непроницаемого материала 2, например, клеем, приготовленным на основе эпоксидных смол, а торец керна со стороны подвода исследуемой среды по поверхности контакта 3 склеивают с плунжером 4. В таком виде плунжер вместе с образцом горной породы и уплотнительным элементом вставляют в корпус кернодержателя 6 и закрепляют, после чего исследования проводят известными приемами.

По такому методу было исследовано 14 образцов естественного девонского песчаника с проницаемостью от 100 до 900 мд (табл. 23). Длина образцов составляла 30—35 мм, диаметр 28—32 мм. Так как в результате приклеивания керна к плунжеру площадь фильтрации уменьшается и ее трудно замерить, то в процессе опытов определяли не абсолютную величину проницаемости, а ее относительное изме­ нение к. В качестве испытуемой жидкости использовали глицерин.

Были проведены две серии опытов. В первой серии давление фильтрации оставалось постоянным, а давление обжима (горное

105

цаемости; h=~- X 100%—увеличение проницаемости образца по сравнению с начальной

ко

при Л р = 5 0 кгс/см2 ; h не учитывает снижение проницаемости за счет засорения.

300Y-

/00

200Y-

so

JOO

Y о

-so

-too

Рис. 44. Изменение проницаемости к образцов горной породы в зависимости

от количества прокачанной жидкости 2 д при различных соотношениях давлений фильтрации и обжима:

1 — давление фильтрации Рф; г — давление обжима р г ; 3 — Ар = Рф — р г ; 4 — прони­ цаемость образца ~к= (fe/ft0) • 100%.

106

давление) периодически снижалось. Во второй серии опытов давле­ ние обжима оставалось постоянным, а давление фильтрации увели­

мой жидкости проницаемость уменьшается. Если учесть это сниже­ ние в ранее описанных опытах (рис. 44), то получается, что сначала проницаемость образцов изменялась незначительно, а при давлении фильтрации, близком к горному, темп роста резко повышался.

Разность между горным давлением и давлением фильтрации Ар, при которой начинается значительное повышение проницаемости, по испытанным образцам неодинакова (табл. 23). По всем испытан­

структуры порового пространства в результате уменьшения напря­ жения между частицами породы (перемещение отдельных частиц,

107

Таким образом, проведенные исследования показали, что при повышении давления закачки проницаемость призабойной зоны возрастает не только вследствие образования трещин, но и в связи с увеличением проницаемости породы пласта. Это дает основание полагать, что при забойном давлении закачки, близком к горному, нетрещиноватые малопроницаемые пласты также начнут принимать воду.

В 1967—1968 гг. объединением Татнефть совместно с ТатНИПИнефть проводились промышленные опыты по закачке воды в нагне­ тательные скважины при различных режимах с постепенным дове­ дением забойного давления до горного. Опыты проводились на на­ гнетательных скважинах 823, 8974 и 9355.

Скважины освоены различными способами: скв. 9355 — без применения методов обработки призабойной зоны; скв. 823 — гидро-

что с повышением давления закачки независимо от способа освоения происходит увеличение приемистости пластов и вовлечение под закачку новых интервалов. Однако подключить под закачку всю продуктивную перфорированную мощность не удалось даже при р у >

чем пласт «б», при устьевом давлении 324 кгс/см2 не удалось вклю­ чить под закачку, так как не проводилось поэтапное вскрытие и освоение пластов, вследствие чего пласт «г» был вскрыт и освоен некачественно.

Таким образом, даже при планировании закачки воды в скважину под высоким давлением нужно уделять серьезное внимание вопросам вскрытия и освоения скважин.

Профили приемистости скважин 823 и 8974 свидетельствуют о том, что с повышением давления закачки приемистость по пластам воз­ растает неравномерно. Учитывая многообразие соотношений между проницаемостью пластов в разрезе скважины, по-видимому, целе­ сообразно в некоторых случаях повышение давления сочетать с раз­ дельной закачкой воды в несколько пластов в одной скважине.

При закачке воды в нагнетательные скважины 8974 и 9355 под давлением на устье 310—330 кгс/см2 давление на забое увеличилось на 20—50%, что привело к 10—20-кратному повышению приеми­ стости. Таким образом, подтвердилась правильность выводов, полу­ ченных нами в результате лабораторных исследований, о том, что при давлении закачки воды, близком к горному давлению, при­ емистость резко повышается вследствие увеличения проницаемости призабойной зоны пласта. Повышение приемистости нельзя объяс­ нить только увеличением репрессии на пласт. Из опыта эксплуа-

108

тации нагнетательных скважин известны случаи увеличения забой­ ного давления на 20—50% (при увеличении устьевого давления от 80—100 кгс/см2 до 150—160 кгс/см2 ), но при этом такого резкого роста приемистости не наблюдалось.

Очевидно, приемистость нагнетательных скважин зависит и от абсолютной величины забойного давления.

В процессе опытной закачки установлено, что значительная часть энергии тратится на гидравлические потери. Поэтому при проведении дальнейших опытов необходимо увеличить диаметр труб или приме­ нять специальные добавки к воде [156].

Внедрение высоких давлений нагнетания воды на месторожде­ ниях Татарии позволило повысить давление в зоне некоторых «раз­ решающих» рядов до 250 кгс/см2 , что на 75 кгс/см2 выше начального пластового давления. Это обеспечило значительное повышение теку­ щей добычи нефти и вовлечение в разработку дополнительных гео­ логических запасов нефти в результате увеличения охвата пластов заводнением.

Повышение давления нагнетания на Ромашкинском, НовоЕлховском и Бондюжском месторождениях позволило в 1960— 1970 гг. дополнительно добыть около 9ß млн. т нефти [34].

В последние годы этот метод внедряется на промыслах Башкирии, Куйбышевской и Пермской областей, в Западной Сибири и в Казах­ стане.

Таким образом, имеющиеся теоретические и промышленные дан­ ные показывают прогрессивность метода повышения давления нагне­ тания для интенсификации разработки нефтяных месторождений. Однако известны случаи, когда значительное повышение давления нагнетания приводило к нежелательным явлениям.

Так, И. Н. Шустеф и А. И. Четыркин 1 установили, что на ряде месторождений Пермской области в условиях порово-трещиноватых коллекторов повышение устьевого давления нагнетания выше 170 кгс/см2 способствовало преждевременному обводнению нефтя­ ных скважин. Объясняется это тем, что при высоких давлениях закачки скорость движения нагнетаемой воды в трещинах значи­ тельно превышает скорость капиллярной пропитки в пористых бло­ ках и потому снижается коэффициент нефтеотдачи.

Исходя из имеющегося опыта, при проектировании систем за­ воднения нужно для каждого конкретного месторождения, а при большой неоднородности пласта и для отдельных его участков, опре­ делить оптимальное давление нагнетания, обеспечивающее заплани­ рованную приемистость скважины, максимальный охват пласта заводнением и высокий коэффициент нефтеотдачи.

10?