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

чили более ясное представление о состояния пласта. Поэтому мы подробно остановимся на этом и других методах применения вяз­ ких углеводородных жидкостей при промышленных испытаниях.

Изоляция подошвенных вод задавкой в пласт девонской нефти

Ряд авторов считает, что изолирующие свойства нефти про­ являются благодаря образованию в порах песчаников водо-неф­ тяной гидрофобной эмульсии [40, 39], созданию пристенных слоев и изменению межфазного натяжения.

Девонская нефть смолистая, содержит до 3% асфальтенов и до 10% силикагелевых смол, т. е. обладает данными, необходи­ мыми для создания гидрофобных водо-нефтяных эмульсий, обра­ зования пристенных слоев и изменения межфазного натяжения.

И. И. Кравченко и Е. Н. Умрихина в УфНИИ в 1954 г. [3] провели лабораторные исследования для выявления механизма изоляции подошвенных вод туймазинской (девонской) нефтью.

По возможности были воспроизведены пластовые условия Туймазинского месторождения. Так, все испытания проводили на образцах песчаника, отобранного из скважин, пробуренных па Туймазинском месторождении, при температуре пласта в Туймазах. Перепад давления при фильтрации вычисляли па основа­

/Д— забойное давление (среднее для Туймазов) в ат\ Рх— давле­ ние на расстоянии х от забоя скважины в aw, R — радиус кон­ тура питания скважины в см; г0 — радиус скважины в см; Rx— радиус скважины -|- длина образца песчаника в см; цр — вязкость реагента в сантипуазах; — вязкость пластовой нефти (туйма­ зинской) в сантипуазах.

Эффективность изоляционных работ или снижение водоне­

скорость фильтрации пластовой воды до изоляции в м/час; г2— скорость фильтрации пластовой воды после изоляции в м!час.

Чтобы выявить влияние изменения межфазного натяжения на эффективность изоляционных работ, испытания проводили с не­ полярными углеводородными жидкостями (очищенный керосин или смесь 60% очищенного керосина с 40% вазелинового масла).

71

Испытания показали, что фильтрация неполярных жидкостей через девонский песчаник происходит без затухания и водопро­ ницаемость песчаника снижается на 60—80% (рис. 23).

Высокое значение эффективности изоляционных работ (сниже­ ния водопроницаемости), полученное фильтрацией очищенного

Рис. 25. Фильтруемость полярной и неполярной жид­ костей изовискозной поверхностной нефти.

проницаемости песчаника определяли фильтрацией неочищенного

72

керосина и смеси, состоящей из 35% вазелинового масла, 60% очи­ щенного керосина и 5% битума марки БН-П через образцы пес­ чаников и в условиях, при которых определяли влияние межфаз-

Лабораторные испытания показали, что с увеличением времени отстоя нефти (с 1 до 14 дней), т. е. с уменьшением количества эмульсии в ней, фильтруемость нефти повышалась (рис. 27).

Образование же эмульсии в порах песчаника при фильтрации девонской нефти через образец, насыщенный пластовой водой,

73

наблюдали визуально при вытеснении пластовой воды нефтью. Так доказали, что введение эмульсии в поры песчаника сни­

жает водопроницаемость.

Промышленные испытания изоляции подошвенных вод за­ давкой в пласт девонской нефти проводили на трех скважинах.

Технология испытаний достаточно проста и заключалась в сле­ дующих основных операциях.

1. Определяли ВНК методом РК или на основании динамики обводнения данной и окружающих ее скважин.

2. Спускали заливочные 21/2// или 3" трубы с пакером, кото­ рый устанавливали в интервале перфорации на 0,5—1,0 м ниже ВНК. В случае герметичности пакера девонскую нефть задавлпвали в пласт с открытым затрубным пространством, при непол­ ной герметичности пакера — с закрытым затрубным простран­ ством. Частичное попадание нефти в нефтенасыщенную часть пласта не опасно, так как реагент полностью селективен (растворим

впластовой нефти).

3.Задавливали большое количество девонской нефти в пласт через заливочные трубы при давлениях, не превышающих 130 ат. Количество задавливаемой нефти вычисляли в зависимости от диаметра экрана, который желали получить на данной скважине, по формуле

Q — л (7?2 — г2) hin,

где Q — количество девонской нефти в м3; Л — радиус зоны закупорки в м' г—радиус скважины в м\ h — мощность интер­ вала задавки девонской нефти в ж; т — коэффициент пористости

впроцентах.

4.Срывали пакер после задавки нефти и вместе с ним под­ нимали заливочные трубы.

5.Пускали скважину в эксплуатацию при искусственно пониженном отборе жидкости, соответствующем количеству добы­ ваемой до производства изоляционных работ нефти. Такой отбор жидкости поддерживали в течение первых 15 дней, после чего

скважину переводили па нормальный отбор (как до изоляцион­ ных работ).

Данные об обработке этих скважин (изменение коэффициента приемистости скважин, давления на агрегате и количества за­ давленной в пласт нефти) представлены на рис. 28, 29 и 30.

Графики показывают, что на скв. 553 потребовалось поднять

было поднять давление на агрегате до 100 ат, чтобы увеличить

Проведенные промышленные испытания не дали положитель­ ных результатов: добыча нефти и процентное содержание воды после изоляционных работ остались без изменения.

74

Промышленные испытания выявили определенное несоответ­ ствие с лабораторными исследованиями.

Так, фильтрация нефти в пласт происходит легче, чем на об­ разцах песчаников в лабораторных условиях, и не сопровождается затуханием фильтрации.

Рис. 28. Закачка нефти л скв. 553.

I — количество закачанной нефти; 2 — давление на агре­ гате; .3 — коэффициент приемистости скважины.

Рис. 29. Закачка нефти в скв. 241.

Обозначения те же, что на рис. 34.

Кроме того, снижение водопроницаемости, полученное па скважинах, гораздо меньше наблюдаемого при изоляции девон­ ских песчаников в лаборатории, хотя установили, что при задавке в пласт одной из скважин девонской нефти с радиоактивными

75

веществами она проникла именно в водонасыщенную часть

пласта.

Фильтрация без затухания на всех скважинах, обработанных девонской нефтью, объясняется тем, что песчаник призабойной зоны этих скважин имеет трещиноватость или в нем образуются трещины при давлении задавки 50—130 ат.

Предположение о кливажной трещиноватости в пластах де­

проницаемости пласта и аномалии зон ньезопроводпости.

Рис. 30. Закачка нефти в скв. 617.

Обозначения те ;ке, что на рис. *28.

Работники ЦНИЛ НПУ Туймазанефть, анализируя многие керны, установили на некотором числе из них трещины по на­ пластованию.

Наличие трещиноватостей почти по всему девонскому Туймазинскому месторождению подтверждается еще и другими фак­ тами.

1.Фильтруемость через девонский песчаник в лабораторных условиях таких реагентов, как девонская нефть и в особенности золь кремниевой кислоты, всегда сопровождается быстрым за­ туханием. Однако при задавках в пласт этих реагентов, прове­ денных на 18 скважинах, расположенных в различных точках Туймазинского месторождения, на многих из них затухания филь­ трации не было.

2.В большинстве случаев проницаемость пласта, определен­ ная по коэффициенту продуктивности на скважинах Туймазин­ ского месторождения, больше проницаемости, полученной в ла­

бораторных условиях на керновом материале. Иногда их значе-

76

пия совпадают, но очень редко проницаемость, определенная ио коэффициенту продуктивности, меньше лабораторной. Учиты­ вая, что в лабораторных условиях ее определяют ■ по воздуху, а коэффициент продуктивности в чисто нефтяных скважинах характеризует проницаемость по пластовой нефти, становится очевидным, что проницаемость образцов песчаника намного ниже действительной. Это объясняется тем, что при извлечении кер­ нового материала сохраняются наиболее плотные части его, а раз­ рушается он прежде всего в местах наличия трещиноватости, поэтому истинная картина строения песчаника по всему разрезу продуктивной части пласта не может быть отражена па керновом материале.

Изоляция подошвенных вод задавкой в пласт вязкой нефти

Как было сказано выше, изоляция подошвенных вод задавкой в пласт девонской нефти не дает положительных результатов, так как из трещин пласта нефть легко вытесняется подошвенной водой. Поэтому УфНИИ предложил заменить обычную девонскую нефть более вязкой углеводородной жидкостью, например ильской нефтью, смесью девонской нефти с битумом или мазутом. Такая жидкость, задавленная в трещины пласта, будет медлен­ нее вытесняться пластовой водой. Кроме того, увеличение коли­ чества асфальтосмолистых веществ будет способствовать образо­ ванию более стабильных эмульсий и более мощных пристенных слоев.

Для проверки этого предложения в УфНИИ провели лабора­ торные исследования по фильтруемости вязких нефтей через тре­ щиноватые керны и определению снижения водопроницае­ мости.

Основной трудностью проведения этих испытаний было по­ лучение трещины в керне, которая по своему строению прибли­ жалась бы как можно ближе к естественным трещинам (шеро­ ховатая поверхность, изломы, различная ширина трещин

и т. д.).

Чтобы получить шероховатую поверхность и изломы трещины, керны, насыщенные пластовой водой, раскалывали в направле­ нии большой оси, т. е. параллельно направлению фильтрации. Определенная ширина трещины достигалась помещением между двумя половинками расколотого керна 2—3 и более узких цел­ люлозных пластинок шириной 1 мм. Образец трещиноватого песчаника затем осторожно помещали в кернодержатель и сжи­ мали гидравлическим обжимом до получения трещины заданной ширины, определяемой по фильтрации пластовой воды.

Ширину щели рассчитывали по расходу пластовой воды при данном перепаде давления, предполагая, что пропускная способ­ ность ее эквивалентна пропускной способности щели с плоскими

77

поверхностями, ширина которых может быть вычислена по фор­ муле

/г3

3 _Р_0[_

2 ЬР1> ’

где h — ширина щели в мм; р — динамическая вязкость в сан­ типуазах; Q — расход жидкости в см3/мин; \Р — перепад давле­ ния в am; I—длина образца в мм; b — длина щели в мм.

Так как для опытов применяли почти непроницаемые керны,, фильтрацией через поры песчаника можно пренебречь.

Очевидно, что такой расчет дает только приближенное, ве­

Во время промышленных испытаний на скв. 54 и 111 был про­ веден полный цикл изоляционных работ.

78

пет

79

Технология проведения изоляционных работ

После поднятия глубинного насоса и райбирования обсадной колонны с последующим шаблонированием интервала перфора­ ции па обеих скважинах проводили радиокаротаж (снимали кри­ вые ГК и НГК) для определения ВНК.

Полученные результаты были неудовлетворительны: продук­ тивный пласт скв. 111 был признан полностью обводненным, что не соответствовало действительности, а по скв. 54 не могли точно определить ВНК.

Поэтому, основываясь на процентном содержании воды в до­ бываемой жидкости, каротажных диаграммах и динамике обвод­ нения соседних скважин для задавки в пласт девонской нефти на скв. 54 выбрали интервал 1769—1773 м, а на скв. 111 — интервал 1667—1672 м.

После посадки пакера на 1 м выше выбранного интервала пласта, предназначенного для задавки вязкой нефти, определяли коэффициент приемистости К обеих скважин при помощи девон­ ской пефти.

80