книги из ГПНТБ / Кравченко И.И. Изоляция вод в нефтяных скважинах

препятствует пх использованию при изоляции подошвенных вод. Кроме того, необходимо отметить, что эти реагенты очень дороги.

Вторая группа реагентов, взаимодействующих с электроли­ тами, растворенными в пластовой воде, образует осадок в кон­ такте с солями Са и Mg, которые, как известно, находятся в срав­ нительно больших количествах в пластовой воде девонских место­

рождений Башкирии.

Натриевые соли нафтеновых и сульфокислот в контакте с пла­ стовой водой дают объемистый осадок в виде хлопьев магниевых

икальциевых солей:

Эти обменные реакции происходят мгновенно.

Только значительная часть этих реагентов вследствие быстрой реакции с солями, находящимися в пластовой воде, служит для образования водонепроницаемого экрана. Остальное количество реагента из-за очень быстрой поверхностной изоляции водона­ сыщенной части пласта направляется в нефтенасыщенную часть его, образуя тонкий экран на контакте вода — нефть. Образо­ ванный экран непрочен и эффекта изоляции или нет вообще, или он очень непродолжителен.

Таким образом, при изоляционных работах без гидроразрыва пласта только немногие реагенты, действующие на основе своих физико-химических свойств, могут быть использованы для борьбы

собводнением скважин.

Изоляция подошвенных вод с проведением гидравлического

разрыва пласта

Применение гидроразрыва пласта при изоляционных работах; позволило использовать значительно большее число реагентов..

Действительно, образованные в процессе гидро разрыва пласта трещины шириной несколько миллиметров позволяют вводить, в пласт не только жидкости или эмульсии, но также и суспензии твердых тел в жидкостях и аэрозоли. Глубина проникновения^

30

этих реагентов в трещины точно не может быть определена, так как всецело зависит для данной суспензии от ширины трещин, их количества, изломов трещин, величины зерен суспензии, а также от отдачи суспензией жидкости (например, водоотдача цементного раствора). Во всяком случае задавка в трещины таких суспензий, как цемент на водной или углеводородной основе, в условиях гидроразрыва пласта девонских песчаников может производиться в количествах от 1 до 4—5 м3 и более.

К сожалению, до сего времени еще не найден метод определе­ ния как ширины трещин, так их строения и количества.

Не следует, однако, полагать, что применение гпдроразрыва пласта полностью устранило все условия, необходимые для получения эффективных и продолжительных результатов при изоляции подошвенных вод без гидроразрыва пласта.

Так, свободное проникновение значительного количества реа­ гентов в пласт для создания водонепроницаемого экрана большего диаметра заметно облегчено образованием трещин, но все же и здесь жидкости и эмульсии проникают в трещины гораздо глубже, чем суспензии.

Например, в трещины, образованные в процессе гидроразрыва пласта, без всякого труда продавливают 60—100 м3 вязкой нефти (ц = 400 4- 1500 сст при 30° С), задавка в те же трещины суспен­ зий цемента часто не превышает 1—3 м3.

Условие медленной реакции реагентов между собой или со средой, их окружающей, для образования водонепроницаемого экрана большой прочности также остается в силе, но в значитель­ но меньшей степени^ чем при фильтрации этих реагентов через поры песчаника.

Однако и здесь в случае, например, мгновенной реакции мыло­ нафта с электролитами пластовой воды трудно создать прочный водонепроницаемый экран большого диаметра, так как трещины у своего начала (у забоя скважины) сравнительно быстро за­ полняются кальциевыми и магниевыми мылами, мешающими даль­ нейшему продвижению реагентов.

Создание прочного экрана по-прежнему остается необходимым условием при изоляции подошвенных вод, но оно облегчено сле­ дующими факторами.

1. Толщина слоя реагента в трещине, образованной гидро­

нов — сначала задавливают реагенты меньшей, а затем большей прочности, которые и герметизируют трещины. Например, вслед за большим количеством вязкой нефти в трещины задавливают меньшее количество цемента на водной или углеводородной основе. Поскольку перепад давления по вертикали у забоя сква­ жины имеет большую величину, чем в некотором отдалении от него, здесь необходимо создавать более прочный экран.

Однако для гпдроразрыва пласта необходимы дополнительные

31

операции при проведении изоляционных работ, чтобы получить мак­ симальный эффект. Основной трудностью является создание трещин в намеченном интервале, т. е. у верхушки конуса обводнения, — на­ правленный гидро разрыв. Трещины, образовавшиеся выше намечен­ ного интервала, могут привести к снижению добычи нефти, а ниже этого интервала — только к кратковременному эффекту изоляции.

КЛАССИФИКАЦИЯ МЕТОДОВ ИЗОЛЯЦИИ ПОДОШВЕННЫХ ВОД

Теоретически методы изоляции подошвенных вод можно раз­

что некоторые методы, теоретически селективные, в определен­ ных случаях оказываются неселективнымп. Поэтому их нельзя относить к неселективным и следует выделить особо, назвав псе-

Методы неселективной или неизбирательной изоляции подош­ венных вод основаны на применении реагентов, которые под действием своих физических, физико-химических или химических свойств образуют в пласте экраны независимо от среды (вода пли нефть), с ними соприкасающейся. Эти экраны не растворимы ни в воде, ни в пластовой нефти.

К таким реагентам относятся, например, пластмассы, некото­ рые коллоидные растворы (золь кремниевой кислоты) и т. д.

Эта группа методов имеет существенный недостаток, особен­ но при проведении изоляционных работ без применения гидро­ разрыва. Поскольку реагенты образуют не растворимые в нефти экраны, их следует задавливать точно в намеченном интервале, т. е. несколько ниже вершины конуса обводнения. Задавленные в пласт слишком низко, они не дают должного эффекта, так как не в состоянии помешать образованию конуса обводнения. При задавке же в нефтенасыщенную часть пласта они уменьшают коэф­ фициент продуктивности скважины, т. е. снижают добычу нефти. Точно определить водо-нефтяной контакт в скважине, находящей­ ся в эксплуатации, трудно ввиду образования конуса обводнения.

Селективная или избирательная изоляция подошвенных вод

При селективной или избирательной изоляции подошвенных

32

растворимый в пластовой воде, но растворимый в пластовой нефти.

К таким реагентам можно отнести нефть, вязкую нефть, гидро­ фобные эмульсии вода — нефть и т. д.

Действительно, при такой изоляции реагенты можно частично закачивать в нефтеносную часть пласта без опасения снижения коэффициента продуктивности скважин, так как реагент, находя­ щийся после закачки в нефтенасыщенной части пласта, сейчас же вытесняется нефтью или постепенно растворяется ею. При этом приток нефти к забою скважины восстанавливается немедленно или через непродолжительное время, а водонепроницаемый экран, созданный в водонасыщепной части пласта и на площади водонефтяного контакта, полностью пли частично изолирует доступ подошвенной воды к забою скважины.

Псевдоселективная изоляция подошвенных вод

Псевдоселективной изоляцией подошвенных вод можно на­ звать такую, при которой задавленные в пласт реагенты, являю­ щиеся теоретически селективными, могут снизить коэффициент продуктивности скважины, т. е. добычу нефти.

Из исследованных нами в промысловых условиях реагентов

кэтой категории можно отнести цемент на углеводородной основе

имылонафт.

Теоретически цемент на углеводородной основе не схваты­ вается и не затвердевает в присутствии пластовой нефти. Однако были случаи, когда после его задавки в трещины, образованные гидроразрывом, добыча нефти резко снизилась. Это объясняется, по всей вероятности, тем, что в процессе гидроразрыва, кроме образования основных трещин, произошло незначительное рас­ слоение пласта в его нефтенасыщенной части. Суспензия цемента, задавленная в пласт с пакером под давлением 170—300 ат, видимо, уплотнилась в этих мелких трещинах и понизила проницаемость нефтепасыщенной части пласта. В дальнейшем ввиду неполной изоляции подошвенной воды углеводородная основа могла быть отмыта от цемента и произошли его схватывание и затвердение; возможна также реакция цемента с погребенной водой.

Применение мылонафта для изоляции подошвенных вод мето­ дом его прямой задавки в пласт через перфорационные отверстия скважин при сравнительно низких давлениях не только снизило процентное содержание воды и добываемой жидкости, но и значи­ тельно уменьшило добычу нефти. Это объясняется тем, что во время мгновенной реакции мылонафт образовал в контакте с пла­ стовой водой непрочный экран, но достаточный для того, чтобы помешать дальнейшему проникновению его в водонасыщенную часть пласта. В результате мылонафт направился в сторону наи­ меньшего сопротивления, т. е. в пефтенасыщенную его часть.

Коэффициент продуктивности снизился за счет уменьшения фазовой проницаемости нагнетаемым водным раствором мыло-

ГЛАВА IV

УСЛОВИЯ, НЕОБХОДИМЫЕ ДЛЯ ПОЛУЧЕНИЯ ПОЛОЖИТЕЛЬНЫХ РЕЗУЛЬТАТОВ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ

Любой метод изоляции подошвенных вод может дать положи­ тельные результаты только при соблюдении определенных усло­

впласте;

3)правильный выбор интервала пласта для задавки водо­ изолирующих реагентов;

4)определение фактического местоположения водонепрони­

цаемого экрана в пласте; 5) правильный выбор метода вскрытия пласта после изоля­

ционных работ.

ПРИЧИНЫ ОБВОДНЕНИЯ СКВАЖИН

При проведении изоляционных работ необходимо преждевсего установить причины обводнения скважины.

Как было отмечено выше, в большинстве случаев обводнениескважины верхней водой можно определить анализЬм воды,, получаемой при ее эксплуатации.

Так, снижение удельного веса воды ниже определенной вели­ чины (1,17, например, для скважин, эксплуатирующих пласты Д, и Дп), позволяет предположить, что скважина обводняется за. счет верхней воды.

Так как разница анализов воды пластов Дх и Дп слишком

незначительна, обводнение нижними водами выявить таким путем невозможно, поэтому его определяют, анализируя динамику обводнения скважины и каротажную диаграмму. Так, если данной, скважиной вскрыты два или несколько горизонтов и эксплуати­

ного цементирования эксплуатационной колонны при условии, что один из расположенных ниже горизонтов водонасыщен.

Труднее определить причины обводнения скважины, если верхний горизонт иефтенасыщеп, а находящийся под ним содер­ жит нефть и воду. Такая скважина может вступить в эксплуата­ цию безводной нефтью даже при наличии пегерметичного цемент­ ного кольца за колонной между двумя горизонтами. Причем начало обводнения может произойти нескоро, когда подошвен­ ная вода нижнего горизонта достигнет его кровли.

Узнать момент, соответствующий подъему зеркала воды ниж­ него горизонта до его кровли, часто невозможно н в этом случае при незначительном разрушении цементного кольца за колонной трудно определить, за счет нижней или подошвенной воды про­ исходит обводнение скважины. Иногда причину обводнения такой скважины выясняют на основе динамики обводнения соседних скважин п расположения данной скважины на структуре, сопоста­ влением абсолютных отметок уровня нижних эксплуатационных

•отверстий данной скважины с соседними и т. д. Но иногда и такой анализ не дает положительных результатов. Только закачкой водного раствора радиоактивных веществ в перфорационные от­ верстия можно установить причину обводнения скважины.

Обводнение скважины собственной подошвенной водой про­ исходит вследствие негерметичного цементного кольца за колон­ ной, конусообразования или по наиболее проницаемым пропласткам пласта.

Обводнение скважин собственной подошвенной водой вследствие негерметичности цементного кольца за колонной

Обводнение скважин, пробуренных в монолитных пластах водоплавающей части залежи, определяют, анализируя динамику обводнения скважин и каротажную диаграмму.

Появление воды в первые дни эксплуатации скважины, уро­ вень нижних эксплуатационных отверстий которой находится выше на 2 м и более ВНК, определенного методом бокового каро­ тажного зондирования (БКЗ), свидетельствует о негерметичиом цементном кольце за колонной. Конус обводнения скважины не в состоянии образоваться за такой короткий срок.

Труднее установить причины обводнения скважины, пробурен­ ной в чисто нефтенасыщенной части пласта и перфорированной же на всю его мощность. Только закачкой изотопов в перфора­ ционные отверстия скважины можно определить состояние цемент­ ного кольца за колонной.

Все остальные способы, основанные на анализе динамики обводнения соседних скважин, расположения абсолютной отметки

ВНК и т. д., позволяют только предполагать о состоянии цемент­

.36

ного кольца за колонной. Необходимо также отметить, что вскры­ тие пласта торпедной перфорацией (ТПК-22 и ТПК-32), почти всегда разрушающей цементное кольцо за колонной, свидетель­ ствует о его негерметичности.

Обводнение скважин собственной подошвенной водой в результате конусообразования

Проницаемость пласта. Конусообразование воз­ можно в хорошо проницаемых литологически однородных пла­ стах. Оно не исключается и в сравнительно малопроницаемых пластах, по ввиду незначительной высоты образующегося конуса его роль невелика.

В литологически неоднородных пластах, представленных чере­ дованием маломощных глинистых или алевролитовых разделов: с маломощными прослойками песчаников, роль конусообразова­ ния фактически равна нулю.

Промышленные испытания показали, что в большинстве сква­ жин, пробуренных в литологически однородных пластах, конусо­ образование явилось причиной их обводнения.

Абсолютная отметка уровня нижних экс­ плуатационных отверстий и повышение ВНК. По данным БКЗ во вновь пробуренных скважинах ВНК, поднимающийся в год на 0,5—1 м, находится ниже на 2—3 м и более уровня нижних эксплуатационных отверстий в обводняю­ щейся скважине при одинаковой структуре пласта. Очевидно, что здесь причиной обводнения скважины также является конусо­ образование.

Расположение скважин на структуре также может влиять на ее обводнение. Обводнение скважины,, предполагаемое за счет конусообразования, может происходить по какой-либо другой причине в случае расположения скважины на структурном заходе. В случае же расположения на куполе структуры она несомненно обводняется в результате конусо­ образования.

Динамика обводнения данной скважины также характеризует причину обводнения. Так, при прогрессивном и значительном повышении добываемой воды, сопровождающемся соответствующим понижением добычи нефти при одинаковом отборе жидкости из пласта, можно уже предполагать о конусообразовании.

Темпы отбора жидкости из пласта. В ре­ зультате анализа темпов отбора жидкости из пласта в скважине можно установить причину ее обводнения. Если, например^ с увеличением отбора жидкости из пласта количество добываемой воды увеличивается в значительно большей пропорции, чем количество добываемой нефти, то скважина обводняется за счет конусообразования. Здесь необходимо отметить, что снижение

31

отбора жидкости при конусообразовании не всегда приводит к снижению добычи воды. Можно сказать, что в большинстве случаев длительное поддержание отбора жидкости на определен­ ном повышенном уровне не позволяет значительно снизить добычу воды даже в случае уменьшения отбора жидкости из пласта. Это объясняется физикохимическими явлениями, происходя­ щими в нефтенасыщеиной части пласта после попадания туда воды при увеличении отбора жидкости из пласта (снижение фазовой проницаемости, образование эмульсий и т. д.).

Анализ результатов ранее проведенных и з о л я ц и о п и ы х работ часто позволяет прийти к выводу об обводнении скважины за счет коиусообразованпя. Особенно это показательно на скважинах, где проведенные изоляционные работы заключались в обычной цементной забойной заливке под давлением с поднятием уровня нижних эксплуатационных отвер­ стий па 2—3 м и более.

В случае конусообразования после качественно проведенных изоляционных работ обычно процентное содержание воды в добы­ ваемой жидкости резко снижается. Однако очень скоро (через 1—3 месяца) количество добываемой воды увеличивается и дости­ гает своего прежнего уровня. Так как за такой короткий срок уровень ВНК не в состоянии подняться на 2—3 м и более, един­ ственным объяснением повышения процентного содержания воды в добываемой жидкости является конусообразование.

Обводнение скважин по наиболее проницаемым пропласткам пласта

При разработке таких физически неоднородных коллекторов, как девонские продуктивные пласты, может быть обводнение скважин по наиболее проницаемым пропласткам пласта. В Туймазинском нефтяном районе проводились большие работы по выяснению степени выработанности нефтяных горизонтов, кото­ рые показали, что на некоторых участках нефть оставалась в так называемых застойных .зонах. Эти зоны образуются в результате прорыва контурных вод в глубь нефтяного поля по наиболее проницаемым пропласткам — языки обводнения.

На Туймазинском месторождении (пласт Д:) такие заходы краевых вод отмечаются на северном (скв. 243, 551 и т. д.), юго-

Примером обводнения скважины по наиболее проницаемым пропласткам в литологически неоднородном пласте, содержащем глинистые или алевролитовые породы, может служить скв. 881, расположенная во внутреннем ряду пласта Туймазинской площади.

Как видно из каротажной диаграммы (рис. 11), в этой сква­ жине сначала полностью перфорировали наиболее проницаемый

38

пропласток в интервале 1619—1633 м и частично вскрыли нижний менее проницаемый пропласток в интервале 1633—1635 м.

в июне 1958 г. и быстро прогрессировала. В конце июля того же года скважина перестала фонтанировать при дебите 28,9 т/сутки с содержанием воды 34%.

Рис. 11. Каротажная диаграмма скв. 881.

1 — искусственный забой на июнь 1953 г.; 2—тоже на ноябрь 1958 г.

После перевода на глубинный насос скважина подавала воду с незначительной пленкой нефти, поэтому ее сдали в капитальный ремонт.

Чтобы выявить степень выработки пласта, провели цементную забойную заливку под давлением при помощи гидравлического пресса. Цементный стакан разбурили до глубины 1140,1 ми вскры­ ли малопроницаемый пропласток в интервале 1635—1637 м (60 отверстий ПК-103).

После ввода скважины в эксплуатацию глубинным насосом она давала 13—15 т/сутки жидкости, содержащей от 0 до 5% воды.

Это свидетельствует о том, что обводнение в скв. 881 произо­ шло вследствие прорыва контурных вод по наиболее проницае­

39