Если вы скопируете книгу или главу книги, Вы должны незамедлительно удалить ее сразу после ознакомления с содержанием. Копируя и сохраняя его Вы принимаете на себя всю ответственность, согласно действующему международному законодательству. Любое коммерческое и иное использование кроме предварительного ознакомления запрещено. Публикация данной книги не преследует никакой коммерческой выгоды, но документ способствуют быстрейшему профессиональному росту читателей и являются рекламой бумажных изданий таких документов. Все авторские права сохраняются за правообладателем. В случае претензий со стороны авторов книг/издательств обязуюсь убрать указанные книги

ГЛАВА 8
ОГРАНИЧЕНИЕ ВОДОПРОТОКОВ В СКВАЖИНЫ
8.1. ОГРАНИЧЕНИЕ ПРИТОКА ВОД К СКВАЖИНАМ РЕГУЛИРОВАНИЕМ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ
Анализ разработки нефтяных месторождений показал, что при периодическом изменении режимов закачки и отборов жидкостей не только увеличиваются темпы отбора нефти, но и значительно уменьшается обводненность извлекаемой продукции [271]. М.Л. Сургучев объяснил это тем, что периодическое заводнение неоднородных пластов способствует перетоку воды из высокопроницаемых в малопроницаемые зоны, увеличивая охват залежи заводнением. Еще в 1959 г. им впервые разработан метод циклического воздействия на пласт. Это способствовало развитию методов предупреждения обводнения скважин регулированием разработки залежи путем частичного или полного изменения системы воздействия. При этом основные принципы усовершенствованного циклического заводнения изложены в качестве основ интегрированной системной технологии интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи пластов. Наибольший интерес представляют следующие положения названной технологии, изложенные в трудах А.Т. Горбунова, А.А. Боксермана, Х.Х. Гумерского и др.
1. Рекомендуется производить временные остановки добывающих скважин с высокой степенью обводненности. Такие остановки улучшают условия изменения сформировавшихся в пласте потоков и могут производиться в зависимости от поставленных целей на стадии как падения пластового давления, так и его повышения.
2. Колебания пластового давления предусматривается сопровождать водоизоляционными работами или работами по интенсификации добычи нефти из добывающих скважин. Водоизоляционные работы на нагнетательных скважинах целесообразно производить на стадии падения пластового давления, когда в скважине создаются условия для перетока жидкостей из низкопроницаемых пропластков в высокопроницаемые. Это означает, что, если в этот период закачивать в скважину водоизоляционный материал, то он в основном попадает в высокопроницаемые пропластки. Наиболее эффективно эти работы проводить во второй половине периода падения пластового давления, когда разница давлений в пластах максимальна. Кроме того, если прекратить закачку водоизоляционного материала до окончания падения пластового давления, то создадутся условия перетока водоизоляционных материалов в высокопроницаемые пропластки из низкопроницаемых, если они в них попали. Очевидно, что описанную процедуру на стадии падения пластового
303
давления целесообразно производить и на высокообводненных добывающих скважинах.
3. К периодам повышения пластового давления предусмотрено приурочить работы по интенсификации добычи нефти в добывающих скважинах. В период повышения пластового давления в скважинах возникают условия перетока из высокопроницаемых прослоев в низкопроницаемые. Если в этот период в добывающие скважины закачивать материалы, уменьшающие фильтрационные сопротивления (ПАВ, композиции и т.д.), то они адресно попадут в основном в низкопроницаемые прослои.
С целью предупреждения обводнения скважин регулированием разработки залежи с изменением системы воздействия проводят также следующие геолого-технические мероприятия: бурение новых (резервных) скважин; очаговое заводнение; разрезание залежи рядами нагнетательных скважин.
Для других методов ограничения водопритоков в скважины не требуется изменения следующей существующей системы воздействия или бурения новых скважин [76]:
а) улучшение гидродинамических характеристик скважин (дополнительная перфорация продуктивного интервала, гидроразрыв пласта, гидроструйная перфорация, кислотные обработки, виброобработка, обработка поверхностно-активными веществами, растворителями и т.д.);
б) изоляция или ограничение притока попутной воды в нефтяные скважины;
в) выравнивание профиля притока в нефтяной скважине и профиля приемистости в нагнетательной скважине;
г) изменение режимов работы нефтяных скважин, т.е. увеличение или ограничение отборов жидкости вплоть до отключения скважин, форсированный отбор жидкости, периодическое изменение отбора и др.;
д) изменение режима работы нагнетательных скважин, заключающееся в увеличении или ограничении закачки, перераспределении закачки по скважинам, в применении периодической или импульсной закачки, в изменении повышенных давлений нагнетания до определенной величины там, где этому благоприятствуют геолого-физические условия залежи;
е) раздельная эксплуатация пластов одной скважиной и совместно-раздельная закачка воды на многопластовых месторождениях.
Наиболее широкое развитие и промышленное применение нашли методы изоляции или ограничения притока вод в скважины.
8.2. КЛАССИФИКАЦИЯ ВОДОИЗОЛИРУЮЩИХ СОСТАВОВ И ИХ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА
В зависимости от характера воздействия тампонажного материала на продуктивный пласт методы ограничения водопритоков скважин подразделяются на селективные и неселективные. Селективная водо-изоляция отличается более высокой эффективностью.
304
Разработке водоизолирующих материалов для селективных методов посвящено большое количество научных трудов [73, 226, 229]. Однако в настоящее время нет общепризнанной научно обоснованной оценки областей и условий применения методов селективной изоляции водопритоков и методики выбора изолирующих материалов.
Рассмотрим требования к применяемым тампонажным материалам:
различная растворимость закупоривающего материала в воде и нефти;
образование осадка в результате химической обменной реакции с солями пластовых вод;
образование осадка при контакте с изолируемой водой;
коагуляция и флокуляция при смешении с пластовой водой;
высаливание полимеров;
обращение эмульсий при контакте с пластовой водой;
снижение растворимости материала при изменении рН среды;
набухание материала в воде;
образование закупоривающей структуры в результате реакции конденсации или полимеризации в присутствии воды;
способносить изменения характера смачиваемости скелета коллектора или гидрофобизация поверхности горной породы;
способность пены препятствовать фильтрации воды и разрушаться при контакте с нефтью;
особые свойства нефтяных эмульсий или эмульсий на основе ароматических углеводородов;
адсорбционная способность полимеров;
образование закупоривающей структуры в результате реакции конденсации или полимеризации в присутствии воды;
механическое закупоривание фильтрационных каналов водона-сыщенной части пласта.
Большинство закупоривающих материалов с различной растворимостью в воде и нефти относится к твердым углеводородам. Это нафталин, воск, парафины, стеариновая кислота, смоляные полимеры, отходы производства полиэтилена, крахмал, алкилароматические смолы, высокоокисленный битум, полиолефины. Эти материалы закачиваются в пласт в виде пересыщенных растворов или расплавов. Нафталин, парафин рекомендуется растворять в анилине, ацетоне, спирте.
Для изоляции водопритоков путем образования осадков в результате химической обменной реакции с солями пластовых вод используют гидроксиды поливалентных и щелочных металлов, растворы сложных эфиров, мыла высокомолекулярных кислот.
Образование осадков в результате реакции гидролиза происходит при взаимодействии материалов с водой, а не с содержащимися в ней солями. К числу реагентов, которые подвергаются гидролизу и рекомендуются для применения, относятся хлористая сера, некоторые металлы, эфир, органические силикаты, канифолевое мыло, изо-ционуровая кислота.
Коагуляция и флокуляция при смешении с пластовой водой свойственны коллоидным системам неорганического золя на основе оксидов
305
железа, алюминия, кремниевой кислоты, натуральным и синтетическим латексам, мылонафтам, суспензиям галактованной смолы.
Методы, основанные на свойствах высаливания полимеров, обычно включаются в предыдущую группу. Однако механизм образования осадка в этом случае заключается в необратимой коагуляции золей, протекающей при наличии сравнительно малого количества электролита в воде. При добавлении значительного количества электролита в пластовую воду выделяется высокомолекулярное вещество. Этот процесс обратим. В последнее время разработано много полимерных материалов, высаливающихся при контакте с пластовой водой. Широкое применение их в нефтепромысловой практике обусловлено дешевизной и доступностью. К числу высаливающихся при контакте с пластовой водой полимеров относятся производные акриловой кислоты — гипан, метас, реагенты "Комета", К-4, К-9, сополимеры виниловой смолы.
При увеличении концентрации водной фазы и изменении рН среды может происходить обращение закачанной эмульсии в водонасыщенной части пласта, обусловливающее выпадение асфальтосмолистых веществ, малорастворимых в воде неорганических солей или формирование гелеобразных структур.
При изменении рН среды снижается растворимость водных растворов танина и солей поливалентных металлов.
Благодаря свойству набухания в воде рекомендовано использовать суспензии глин, желатин, агар-агар, суспензию полигликолевого эфира, а также материал, получаемый в результате взаимодействия водного раствора карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ) и реагента-сшивателя с добавкой ортокреозола в качестве замедлителя.
С целью образования закупоривающей структуры за счет конденсации или полимеризации в присутствии воды используют главным образом акроидную кислоту, полиизоционаты, силаны.
Все перечисленные выше процессы образования осадков отличаются тем, что скорость осадконакопления определяется интенсивностью массообмена между пластовыми флюидами и изолирующими материалами. Их сравнительно низкая эффективность обусловлена длительностью процесса образования осадка и недостаточным объемом последнего для изоляции водопритока в скважину.
Широкое применение методов гидрофобизации поверхности горной породы с применением углеводородных жидкостей, гидрофобных эмульсий, ПАВ, аэрированных жидкостей, полиорганосилоксанов объясняется простотой технологического процесса и отсутствием отрицательного влияния на нефтенасыщенную часть пласта. Недостаток метода гидрофобизации пород ПЗС заключается в его малой эффективности при интенсивном отборе пластовых флюидов.
В нефтепромысловой практике нашли применение двух- и трехфазные пены с получением их в пластовых условиях.
Как и пены, нефтяные эмульсии и эмульсии на основе ароматических углеводородов в водонасыщенных областях оказывают дополнительное сопротивление фильтрации жидкости в пористой среде. При контакте с нефтью они разрушаются.
306
Методы, основанные на адсорбционной активности полимеров, объединяет то, что в качестве основного реагента используется частично гидролизованный полиакриламид (ПАА), который за счет адсорбции на скелете породы и особых реологических свойств оказывает сопротивление фильтрации воды, не снижая существенно фазовую проницаемость породы для нефти. Аналогичными свойствами обладают метилольные производные ПАА, гипаноформальдегидная смесь, полиакриловые и полиметакриловые кислоты, полиоксиэтилен, темпоскрин. Полиакриламиды широко применяют в отечественной и зарубежной нефтепромысловой практике для ограничения водопритоков в скважины. Эффективность их использования снижается с ростом минерализации пластовой воды и проницаемости горной породы. Рекомендовано закачивать ПАА совместно и раздельно с катионами поливалентных металлов, сшивающих гидролизованные макромолекулы ПАА с образованием геля в пластовых условиях.
Весьма перспективны методы, основанные на комбинации двух или нескольких материалов, обладающих селективными свойствами.
По физико-химическим свойствам материалы для ограничения водопритоков в скважины (ОВПС), используемые при селективном воздействии, принято делить на следующие основные группы: осадкооб-разующие; отверждающиеся; гелеобразующие; гидрофобизирующие поверхность горной породы; пенные системы.
В.А. Шумилов [313] предлагает делить их только на две группы: 1) отверждающиеся при контакте с изолируемой водой, т.е. образующие осадок (гипан, латекс, суспензии цемента на углеводородной основе); 2) избирательно разрушающиеся от добываемого продукта (нефти или газа) - двухфазные пены, вязкие углеводороды, композиции на основе ПАА.
По механизму тампонирования обводняющегося пласта селективные материалы делятся [19, 49, 313] на: 1) "избирающие" воду вследствие ее минерализации (избирают электролит); в этом случае идут простые реакции с выпадением нерастворимых солей и мыл (кислоты, мылонафт), либо идет коагуляция материала (гипан, латекс натуральный или синтетический); 2) "избирающие" воду с любой минерализацией; в этом случае идут реакции гидратации и гидролиза (гипс, цемент, минеральные соли жирных кислот, хлористая сера, хлорид железа); 3) разрушающиеся и селективно блокирующие движение пластовой воды (двухфазные пены, эмульсии, вязкие углеводороды).
В работе [76] предлагается растворы химических соединений и многокомпонентные водоизолирующие дисперсии подразделять на следующие три основных типа: суспензии, гели и твердеющие вяжущие вещества. При этом различают гели классические (частично отверж-денные) и ксерогели (отвержденные). Системная технология воздействия на пласт предусматривает применение в основном частично отвержденных гелей, образующихся при сшивке полимера, в частности ПАА, реагентом-сшивателем. Последние, обладают вязкоупругими свойствами и носят название "вязкоупругие системы" (ВУС). Впервые В УС начали применять при цементировании скважин [251]. При этом
307
использовали композицию, состоящую из ПАА, гексарезорциновой смолы (ГРС) и формалина. Применение ВУС для ОВПС позволило увеличить эффективность тампонирования обводненных интервалов и упростить технологию, используя вместо ГРС формальдегидную или резорцино-формальдегидную смолу [179]. Позже были испытаны ВУС-2, включающий водный раствор ПАА и хром-калиевые квасцы (ХКК), а также ВУС-3, состоящий из ПАА, смолы ТСД-9 или СА-28, формалина и воды. Удельный объем ВУС-2 и ВУС-3, приходящийся на 1 м эффективной толщины пласта, составил 3-4 м3. Успешность операций составила 40-60% при дополнительной добыче 1,3-3 тыс. т [261].
ВНИИнефть и Гипровостокнефть [127] предложили состав для регулирования фильтрации воды, включающий ПАА и ХКК. При этом ХКК играют роль сшивателя молекул ПАА. Дефицит ХКК затрудняет широкое внедрение этого состава. ВНИИКРнефть предложил композиции, включающие ПАА или КМЦ, бихроматы и лигносульфонаты. Эти композиции названы гелеобразующими составами (ГОС-1 на основе КМЦ и ГОС-2 на основе ПАА). Окислительно-восстановительная реакция лигносульфонатов с бихроматом калия (или натрия) в водной среде приводит к образованию ионов трехвалентного хрома, которые, сшивая молекулы КМЦ или ПАА, переводят исходный раствор в гель. Недостатком ГОС-1 и ГОС-2 является сравнительно низкий градиент давления сдвига.
В настоящее время отсутствует материал для ОВПС, обеспечивающий достаточную эффективность операции при различных геолого-промысловых условиях. Во ВНИИнефть и Нижневар-товскНИПИнефть разработаны новые композиции ВУС.
Неселективные методы ОВПС предусматривают закупоривание всего продуктивного пласта с последующим вскрытием его необводненной части. Применяемые при этом тампонажные материалы можно разделить на следующие группы [48, 57]:
образующие осадок в результате взаимодействия закачиваемых реагентов (водные растворы солей железа, алюминия, едкого натра);
создающие гели за счет реакции между первичными и вторичными аминами - гелеобразующие реагенты типа полисахаридов (крахмал) и протеинов (белки), водорастворимые соли кремниевой кислоты;
образующие суспензии - цементную суспензию на водной основе, суспензию на основе синтетических смол (фенолальдегидной, меланино-формальдегидной); суспензии глин, в которых дисперсная фаза может быть представлена бентонитом, желатином, агар-агаром, а дисперсионная среда — углеводородной жидкостью (спирт, глицерин, нефть, дизельное топливо); прочие воды суспензий - нефтяная эмульсия с добавками измельченной бумаги, суспензия окисленного битума на водной основе, суспензии с твердыми материалами в виде гранул, волокон, пластинок;
синтетические смолы - фенолальдегидная, мочевино-меланино-фор-мальдегидная, эпоксидная, акриловая.
Сравнительно высокая эффективность селективной водоизоляции
308
обеспечивается следующими физико-химическими свойствами применяемых тампонажных материалов:
растворимостью в нефти и нерастворимостью в воде;
селективной адгезией образующегося в ПЗС геля (осадка) к гидрофобной (смоченной нефтью) породе;
достаточно высокой механической прочностью и высоким градиентом давления сдвига образующегося геля (осадка) в пористой среде;
способностью гидрофобизировать поверхности фильтрационных каналов;
достаточно высоким регулируемым индукционным периодом времени загустевания при пластовых давлениях и температурах;
регулируемой подвижностью в пористой среде в период закачки в ПЗС.
Компоненты изоляционного материала должны быть дешевыми, недефицитными, нетоксичными. Что касается требований к технологиям ограничения водопритоков, то они хорошо известны (по трудам ВНИИ-нефть, ВНИИКРнефть, НижневартовскНИПИнефть):
возможность достижения высоких технико-экономических показателей изоляционных работ и существенный рост производительности труда;
простота и надежность технологических процессов, использование стандартного нефтепромыслового оборудования;
совместимость изоляционных материалов с используемыми прода-вочными жидкостями и жидкостями глушения;
возможность сохранения коллекторских свойств нефтенасыщенной части продуктивного пласта;
предотвращение прихвата НКТ при проведении обработки и исключение необходимости разбуривания оставшегося в стволе скважины тампонажного материала;
достаточная прочность образующегося экрана.
8.3. РАСЧЕТ ОБВОДНЕННОСТИ ПРОДУКЦИИ СКВАЖИНЫ ПОСЛЕ ПРОВЕДЕНИЯ ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ
Рассмотрим методику, созданную на основании работы [186], а также результаты расчетов по ней. При этом принимается, что объем изолирующего композитного состава, закачиваемого в призабойную зону, должен обеспечивать: 1) такую глубину проникновения изолирующего вещества, чтобы прекратился приток воды из обводненного пропластка; 2) достаточно большое время повторного прорыва воды в добывающую скважину через нефтенасыщенный пропласток вследствие обтекания экрана.
Объем изолирующего материала, удовлетворяющего первому требованию, можно оценить на основании следующего. Поскольку в обводненном пропластке градиент давлений в направлении к скважине близок к нулю, ориентировочно можно принять давление перед экраном равным пластовому. Если начальный градиент давлений для
309
II
R
Рис. 8.1. Схема обводнения скважины при изоляции водопроявля-ющего пропластка
/, Я - области фильтрации в продуктивном пласте: / - граничащая с изоляционным экраном, // - не граничащая с ним
отвердевшего в условиях пласта композитного состава равен Р, то глубина проникновения R0 определится из неравенства
Р -Р
^ fj ' (8Л)
где Ру - забойное давление.
Объем изолирующего материала равен
V0KR$hm&x(P3 - Рат), (8.2)
где h - толщина обводненного пропластка; т - пористость; Рат -атмосферное давление; |3Ж - коэффициент сжимаемости состава.
Для оценки выполнения второго требования необходимо определить интенсивность обтекания водой изоляционного экрана (рис. 8.1). Задача решается при следующих предположениях: давление в обводненном пропластке постоянно и равно Рпл; перетекание воды происходит за счет разности давлений в водонасыщенном пропластке и в продуктивном нефтенасыщенном пласте по закону
О =—
Упер
(8.3)
где Р - давление в нефтенасыщенном пропластке; ?0 - проницаемость обводненного пропластка; (IQ — динамическая вязкость воды; /tcp = = (Я + /г)/2 (Я и /г - толщины соответственно нефтяного и водо-насыщенного пропластков). Фильтрация воды и нефти в пласте толщиной Я аналогична фильтрации однородной жидкости с вязкостью (Д. при проницаемости k. Рассматриваются две области фильтрации в продуктивном пласте: граничащая с изоляционным экраном (/) и не граничащая с ним (II) (см. рис. 8.1).
Рассмотрим понижение давления АР = Рпл - Р. Тогда уравнение распределения понижения давления в области II пропластка толщиной Я описывается уравнением Лапласа с источником
г drr
dr
о
(8.4)
310
с граничными условиями г->°
ЫАР
\idr
r=R
2лДоЯ
ифильт- (8.5)
Уравнение (8.4) представляет собой модифицированное уравнение Бесселя, общее решение которого:
АР( г) = С, /о ( -Дг ) + С2 К0 ( VXr ), (8.6)
где /0(лДО - модифицированная функция Бесселя нулевого порядка первого рода; KQ - модифицированная функция Бесселя нулевого порядка второго рода.
Учитывая первое из граничных условий, приходим к выводу, что первое слагаемое в (8.6) надо отбросить, и окончательное решение запишется так:
AP(r) = C2#0(VXr), (8.7)
где С2 = - ... ; X = - - - ; q - дебит скважины, м3/с;
KI — модифицированная функция Бесселя первого порядка второго ро-
да:
Скорости частиц жидкости в / и // областях фильтрации можно выразить так:
>
dt т 2кгНт
. . dr ^ф„льт * dP I
Ml r \ ___ _ — т __ __ _ ______ ,
9 \ * / ~*~ - ™~ ~^^^^^^^ — ___
dt т \i dr т
Определим время t, за которое частица жидкости, находящаяся при t = 0 на расстоянии R, достигнет скважины:
*r° dr I dr dr
t- \ - + j - = f0 + t i щ(г) Ь u2(r)
где
_ _
t0 — - , т-
9
311
Накопленный объем воды, поступившей за это время в скважину, равен объему воды, перетекшему из водонасыщенного пропластка за это же время перед подвижной границей R(t).
Выделим на отрезке (R0; R) элемент dr и определим объем поступившей через площадку 2nrdr воды с момента времени t = 0 до времени At, когда подвижная граница R(t) пройдет выделенный элемент dr.
к дг
где Af = lf — . . _ . , или
(8.10)
Проинтегрировав последнее выражение в пределах от R0 до R, получим накопленный объем воды, поступившей в скважину за время перемещения подвижной границы от R до RQ :
t R(t) R(t) j
Qs = I qB(t)dt = b I rAP(r) j
где
Взяв производную от (2В по времени, определим дебит воды к моменту времени t:
«СО «СО
rAP(r)| - dr =
dt "
R'(t) R(r° = b---- ,() } rM>(r)dr. (8.12)
Подставим в (8.12) AP(r) из (8.7), a R'(t) найдем из (8.9), для чего возьмем дифференциалы от обеих частей (8.9):
dt
312
Таким образом, (8.12) приводится к следующему виду:
J «о
или
Преобразуем подынтегральную функцию в (8.14):
тогда
(8.13)
(8.14)
в
ЛТ
Подставляя сюда С2 и Ь и деля на , (0
(8.15)
В итоге можно записать следующую сводку формул для расчета обводненности:
г = ?0 + т J
«о
(8.16)
_
(8.17)
(8.18) (8.19)
(8.20)
313
о
100
200 300
/,cyr
100
200 300
/, сут
400
400
500
Т|Ю 1,00 0,80 0,60 0,40 0,20 ш
гГ. ^^*^
//
у


500
Рис. 8.2. Зависимость обводнения продукции скважины от проницаемости обводненного пропластка &о
Исходные данные: / - R0 = 20 м; Я - R0 = 40 м, Я/ - Й0 = 60 м; IV - R 0 = 70 м; V -Я0 = 80м, VI -R0= 100м; ц = 0,003 Па с, Q = 86,4 мэ/сут; Ц0 = 0,001 Па с, 1-5 - k0 (в и2). 7-0,1 Ю-12, 2-0,5 Ю-12, 3 -1,0 I0~12, 4-1,5 Ю"12, 5-2,0 Ю'12
314
/,сут
315
1,0
0 8 |- А —

0 f,
и, о
0 4
и, ч 1
П У
u,z
fl.
1 0
-^ —
00
)0 — м
П fi
• u,o
* 0 4
:j '

Q v/,Z
J П
§ 1 о
и S*
Спи А —
5 u>° м
i П fi
5 u,o
Э n 4
U,4
П 9
u,z
П
1 0

0 8 1 А — - 1 С
и, о м
0 6

П Л.
и,ч
л о
u,z
П
5 28 51 74 97120143166189212235
Рис. 8.3. Динамика обводненности продукции скважины (Н = 2ы)
Таким образом, по формуле (8.16) устанавливается соответствие между Rvitvi затем по формуле (8.20) рассчитывается r\(t).
При использовании формулы (8.16) основным затруднением является вычисление интеграла. Его можно представить так:




о
dx К,(х)
о
После чего задача сводится к вычислению интеграла вида , *, dx
(8.21)
где х = " 316
или л: =
Рис. 8.4. Динамика обводненности продукции скважины (h = 2 м)
1 0
|-"^
0 8 — о
и, о 2 м
0 6

0 4
и, т
0 1

0
1 0

0 Я Я-

• 0 6
ч; >
w 0 4
si '
^" 0 9
и '
и П
о
я
§
475
0 8 Я-

п ^
USD
0 4
Uj4
П ^
и,^.
n

1,U -*- — —
0 8 / -//=
/ 10
06
и, и
П •I
и, ч
09

Для малых значений аргумента А", (х) = 1/х. Для больших значений верхнего предела интеграл можно рассчитать по методу Симпсона.
Приведем зависимость (8.16) к удобному для расчетов виду [186]:
(8.22)
По полученным зависимостям (8.17М8.22) на персональном компьютере выполнены расчеты, результаты которых представлены на рис. 8.2-8.5.
Как видно на рис. 8.2, на динамику обводнения скважины после изо-
317
^^
чии 250 200 50 0 V
X
X
S х^
^ ^'
^у
^^^^^, .. —
---- * .-- — л
20 30 40 50 60 70 80 90 100 Радиус экрана, м
Рис. 8.5. Зависимость безводного периода работы скважины от радиуса изоляционного экрана
ляционных работ существенное влияние оказывает соотношение про-ницаемостей.
Изменение толщины водоносного пропластка при постоянной величине толщины нефтеносного пласта не оказывает заметного влияния на темпы обводнения продукции скважины (см. рис. 8.3), а увеличение величины Н (при постоянном значении h) приводит к значительному росту периода безводной эксплуатации скважины после проведения изоляционных работ (см. рис. 8.4). С увеличением радиуса изоляционного экрана непрерывно и существенно возрастает период безводной эксплуатации (см. рис. 8.5).
8.4. ОГРАНИЧЕНИЕ ВОДОПРИТОКОВ
В СКВАЖИНАХ ПОКАЧЕВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ С ПРИМЕНЕНИЕМ СИСТЕМНОЙ ТЕХНОЛОГИИ
На большинстве месторождений Западной Сибири распространено обводнение скважин по отдельным, наиболее проницаемым пропласткам из-за крайне неравномерной выработки послойно-неоднородных продуктивных пластов. Прорыв воды в скважины и их обводнение (до пределов рентабельной эксплуатации) в подавляющем большинстве случаев происходит задолго до достижения потенциально возможного отбора нефти из дренируемых объемов. Это резко снижает накопленную добычу нефти, эффективность системы поддержания пластового давления, увеличивает нагрузку на систему сбора и подготовки нефти, усиливает коррозию нефтепромыслового оборудования и приводит к другим отрицательным последствиям.
Борьба с данным видом обводнения продукции скважин требует избирательного отключения обводненных интервалов пласта при сохра-
318
Таблица 8.1
Объемы закачиваемых изоляционных материалов для нагнетательных и добывающих скважин
Нагнетательные скважины Добывающие скважины
Приемис - Расход ПГС Расход ПГС Дебит Расход ПГС Средний
тость, на 1 м при- на 1 м пер- жидкости, на 1 м при- расход ПГС
М3/сут нимающей форирован - м3/сут нимающей на 1 сква-
толщи- ной толщи- толщины, м3 жино-опера -
ны, м3 ны, м3 цию, м3
До 100 5-8 1,5-2,5 До 20 0,5-0,6 10-15
100-300 8-12 2,5-4,0 20-50 0,6-1,0 15-20
300-600 12-15 4,0-5,0 50-100 1,0-3,0 20-25
Более 600 Более 15 Более 5,0 100-200 2,0-3,0 20-30
Более 200 Более 3,0 Более 30
нении продуктивности нефтенасыщенных участков. Наиболее перспективным методом ограничения водопритоков в данном случае является селективное воздействие на промытый высокопроницаемый проплас-ток со стороны как добывающей, так и нагнетательной скважины, что приводит к значительной потере приемистости нагнетательной скважины в интервале высокопроницаемого пропластка и направлению вытесняющего агента в низкопроницаемые не выработанные про-пластки.
Проведены опытно-промышленные испытания технологии ограничения водопритоков с применением пено-гелевых составов (ПГС) на основе полиакриламида, бихромата калия, сульфонола и ингибитора солеотложения. Объектами испытаний служили два участка пласта А2 Покачевского месторождения: 1 участок - с нагнетательной скв. 478 и добывающими скв. 479, 488, 477Д, 7509, 669; 2 участок - с нагнетательными скв. 458 и 459 и добывающими скв. 460,470,43,469.
Геолого-физические данные свидетельствуют о том, что пласт А2 представлен в основном тремя хорошо коррелируемыми по разрезу и по простиранию пропластками, при этом нижний пропласток имеет наилучшие коллекторские свойства.
Результаты ГИС свидетельствуют об обводнении пласта в первую очередь по его подошвенной части, что закономерно вследствие указанных коллекторских свойств пласта.
Причиной обводнения рассматриваемых скважин нельзя считать минерализацию добываемой воды, поскольку величины минерализации пластовых и закачиваемых вод различаются незначительно и составляют 385-420 и 300-400 мг/л соответственно.
Геолого-промысловые данные позволили сделать вывод, что обводнение продукции по обоим участкам происходит по высокопроницаемым пропласткам закачиваемой водой в подошвенной части пласта А2.
В рамках выбранных участков пласта А2 Покачевского месторождения работы по закачке в пласт ПГС производили в августе-октябре
319
е„,т 2000 1600 1200 800 400 0, О т unn /мес
V
\
\
\
- ^
\ /•ч "*
Ч— s •*^_ / \ t ч
~>^ V v^ ч^.


1 4 5 7 8 10 12 1 3 5
1989г. /мес ,. 1990г.
1200 1000 800 600 400, t .
\
\
1 \
\ \
W •ч \ s г
s у \
v / ^ __ ,, -.и ^
S/ ^чг

\ 4 5 7 8 10 12 1 35
1989 г.
1990 г.
Св.т/мес 85
1989г.
Рис. 8.6. Динамика добычи нефти (/, //) и воды (III) из скважин Покачевского месторождения до и после проведения обработок. Стрелка — дата обработки (месяц, год)
/ - скв. 479, обработка по ограничению водопритоков; //, /// - реагирующая скв. 669, выравнивание профиля приемистости соседней нагнетательной скв. 478
320
1989 г. За этот период обработаны три нагнетательные скв. 458, 459, 478 и две добывающие скв. 470 и 477Д.
Основная задача обработок скважин сводилась к ограничению приемистости по нижнему, наиболее проницаемому и промытому про-пластку пласта А2 со стороны нагнетательных и добывающих скважин, чтобы перераспределить фильтрационные потоки в верхние, менее выработанные пропластки и тем самым интенсифицировать отбор нефти из них.
Для предотвращения преждевременного разбавления состава ПГС (до окончания периода гелеобразования) до и после закачки ПГС в скважину закачивали буферную жидкость (нефть) в объеме 0,5-1,0 м3/м3 перфорированной толщины. Необходимый объем закачки ПГС определялся по табл. 8.1.
Результаты анализа испытаний свидетельствуют о заметном краткосрочном (3-5 мес) снижении обводненности продукции скважин на 15-20% при одновременном незначительном росте добычи нефти. В качестве примера на рис. 8.6, / показана динамика добычи нефти из скв. 479 до и после проведения операций по ограничению водопритоков. Еще меньший результат получен по реагирующим скважинам в результате обработки ПЗС соседних добывающих и нагнетательных скважин. Так, на рис. 8.6, // и 8.6 /// показана динамика добычи нефти и воды из реагирующей скв. 669 до и после закачки водоизолирующих материалов в соседнюю нагнетательную скв. 478 для выравнивания профиля приемистости.
Представляет значительный интерес изучение путей обводнения скважин до и после обработки ПЗС с целью повышения эффективности ограничения водопритоков [120,127,128, 187].
8.5. ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ МЕТОДОВ ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКОВ СКВАЖИН
Анализ аэрофотокосмических данных и результатов индикаторных исследований позволяет оценить эффективность ремонтно-изоляционных работ, определить объемы каналов низкого фильтрационного сопротивления, их проницаемость, направления и скорости фильтрационных потоков.
Рассмотрим характер изменения параметров каналов НФС (объем, проницаемость) после воздействия на пласт полимер-дисперсной системой (ПДС).
На участке с нагнетательной скв. 3122 Ершового месторождения (пласт ЮВО расположена 51 добывающая скважина (рис. 8.7). Через эту скважину закачали 10м3 флуорисцина натрия с концентрацией 10 г/л при давлении нагнетания на устье 16,5 МПа и приемистости 635,9 м3/сут.
Скорость перемещения индикатора рассчитывали исходя из расстояния между нагнетательной и добывающей скважинами, а также
321
.7062
2737
/
V896 ^2897 \
Рис. 8.7. Розы-диаграммы приведенных скоростей перемещения индикаторов в районе нагнетательных скв. 3105, 3122 1 — флексурно-разрывные зоны, 2 — динамо-напряженные зоны, цифры — номера скважин
времени движения индикатора между ними по формуле
",=у. (8.23)
где I/, - скорость перемещения трассера по пласту между нагнетательной и добывающей скважинами; /, - расстояние между скважинами; t - время движения индикатора.
Для учета влияния перепада давлений между скважинами рассчитывали приведенную скорость по формуле
vr = t(Pt*_pty (8-24)
где v, — приведенная скорость перемещения индикатора по пласту между нагнетательной и добывающей скважинами; Р„ — забойное давление в нагнетательной скважине; Р,р — забойное давление в добывающей скважине.
Оъем каналов НФС определяли по формуле
— х*Ъ1 I /Q г)С\
к* -~^-----> (6.4Э)
гДе бкф - объем каналов фильтрации между нагнетательной и соответствующей добывающей скважинами, по которым прорвался трассер; <2В, - объем закачанной воды в нагнетательную скважину до момента появления индикатора в соответствующей добывающей скважине; ?ь>, — сумма скоростей продвижения индикатора по всем скважинам.
Проницаемость k высокопроводящих каналов фильтрации по воде определяли по уравнению Дарси
(8.26)
где АР, - перепад забойных давлений между нагнетательной и добывающей скважинами; ц — вязкость пластовой воды.
Образование каналов низкого фильтрационного сопротивления (трещин) относится ко вторичным эффектам при разработке месторождений и обусловлено наличием динамо-напряженных зон (линеаментов); наличием флексурно-разрывных нарушений (разломов) осадочного чехла в блочно-разломном варианте; используемой системой разработки.
Возникающие при бурении и освоении добывающих скважин глубокие депрессии и высокие репрессии со стороны нагнетательных скважин, очевидно, превышают критические величины раскрытия флексурно-разрывных динамо-напряженных зон и тем самым способствуют образованию в них каналов НФС. Этот процесс сопровождается выносом разрыхленных и слабо сцементированных пород. Снижение давления нагнетания, как правило, не позволяет "закрыть" образовавшие-
и* 323
rj-_ oo cs vo_
OO
о оо
-<" i>" У о"
CNmm^ir>Tivof~
Объем каналов НФС, м3 Я
о о о о
OO m oo
OO OS
0,20 0,15 0,10 0,05 0 J
^
/ / / / / / / / / / /
/ / / / 7 / / / / 7 / / / / и г /
/ И , , 50 , , И Рй 0 ..... 0
О^СЧОО^ОЮГЧОО-^ОЧОС^ОО-^О^
«м cs
Проницаемость каналов НФС (по воде), мкм2
Рис. 8.8. Гистограммы распределения объема (/) и проницаемости (II) каналов НФС на скв. 3122 пласта K>Bi Ершового месторождения до закачки ПДС. Дата закачки 13.04.1993 г.; давление нагнетания 16,5 МПа; индикатор -флуорисцин натрия
ся каналы. Вследствие существенного влияния каналов НФС при разработке на снижение коэффициентов охвата заводнением и нефтеотдачи необходимо создать искусственное фильтрационное сопротивление в этих каналах. Это может достигаться закачкой в пласт осадкообра-зующих систем и композиций.
В скв. 3122 была закачана ПДС по технологии, описанной в РД Миннефтепрома СССР. В этом случае осадкообразующие системы проникают в пласт на глубину 300м и более. После коагуляции и последующей седиментации образуется устойчивый к размыву водой осадок (длительность и устойчивость определяются технологией). Этот осадок создает в каналах НФС дополнительное фильтрационное сопро-
324
тивление, вследствие чего часть закачиваемой воды направляется на нефтевытеснение из неохваченной процессом части пласта. Тем самым повышается коэффициент охвата заводнением. Результаты расчетов параметров пластов ЮЕ1, по которому движется трассер от скв. 3122, приведены на рис. 8.8, /, //. Розы-диаграммы приведенных скоростей перемещения от скв. 3122 представлены на рис. 8.7.
Анализ проб жидкости на присутствие трассера проводили по всем скважинам. Из исследуемых добывающих скважин в 33 присутствие индикатора обнаружено через 17-166 ч с момента его закачки. Скорости прохождения части закачиваемой воды, меченой индикатором, изменяются от 5,2 до 74,3 м/ч и существенно (в 200-2000 раз) превышают характерные скорости фильтрации воды в поровом коллекторе терри-генного типа, а приведенные скорости на 2-3 порядка выше этого параметра. Аномально высокие скорости фильтрации и приведенные скорости закачиваемой воды свидетельствуют о широкой сети разветвленных и гидродинамически связанных каналов НФС, отходящих от скв. 3122. Объемы этих каналов от нагнетательной скв. 3122 до добывающих находятся в интервале от 12,5 до 95,5 м3 и составляют в сумме 981,1 м3.
Вторичная закачка трассера произведена 16.11.1993 г. в скв. 3122 через 3 мес после воздействия ПДС. Через нагнетательную скв. 3122 ввели 10 м3 раствора флуорисцина натрия с концентрацией 10 г/л при давлении нагнетания на устье 13,0 МПа и приемистости 100 м3/сут.
Результаты расчетов параметров пласта ЮВЬ по которому движется трассер от скв. 3122, приведены на рис. 8.9, /, //. Из исследуемой 51 добывающей скважины в 17 обнаружено присутствие индикатора через 23,5-71,5 ч с момента его закачки. Снижение числа скважин, в которых обнаружен трассер после воздействия ПДС, в 2 раза свидетельствует о создании фильтрационного сопротивления в половине каналов НФС на уровне среднепластовых значений. Скорости прохождения по каналам НФС части закачиваемой воды, меченой индикатором, изменяются в довольно широком диапазоне - от 10,7 до 112,5 м/ч и существенно (в 200-3000 раз) превышают характерные скорости фильтрации воды в поровом коллекторе терригенного типа. Приведенные скорости также на 2-3 порядка выше характерных значений и варьируют от 1 до 13,4 м/(ч-МПа). Аномально высокие скорости фильтрации и приведенные скорости закачиваемой воды свидетельствуют о широкой сети разветвленных и гидродинамически связанных каналов НФС даже после закачки ПДС. Однако объемы этих каналов, развивающихся от скв. 3122 до добывающих, существенно ниже (в 6-8 раз), чем до воздействия ПДС, и оцениваются в 1,9—11,7 м3, составляя в сумме 104,7 м3, что в 12 раз меньше первоначального значения. Этот факт свидетельствует о несомненной седиментации системы ПДС в каналах НФС. Проницаемость каналов НФС также снизилась (на 30%) и варьирует в пределах 33,8-1535,0 мкм2, что указывает на положительное влияние закачки ПДС.
Индикаторными исследованиями в скв. 3122 выявлены три основ-
325
•^ 00^ ос ON -J
Объем каналов НФС, м3
ев ^ 0,25 0,20 0,15 0,10 0,05 0 II

I 1 и
\ 1
^
7~Я
/J i | | i , , 0 , и
-H-n^ONOCN^VO
1-Н ч-Н »-Н ^Ч
Проницаемость каналов НФС (по воде), мкм2
Рис. 8.9. Гистограммы распределения объема (/) и проницаемости (//) каналов НФС на скв. 3122 пласта IDBj Ершового месторождения после закачки ПДС. Дата закачки 16,11.1993г.; давление нагнетания 13,0 МПа; индикатор - флуоресцин натрия
•яых направления распределения трассера по объему ЮВ]: с юго-запада на северо-восток, с юг-юго-востока на северо-запад и северное.
Направление с юг-юго-востока на северо-запад представлено в пласте обширными гидродинамически связанными линеаментами с созданными в них каналами НФС. Закачка ПДС позволила лишь частично уменьшить их влияние на процесс заводнения. Распределение трассера в северном направлении связано с флексурно-разрывной зоной по линии скв. 3124-7077 и 2785-2738, гидродинамически связанной с развитой системой каналов НФС в прилегающих к этой зоне линеа-ментах.
Таким образом, повторная закачка трассера позволила сделать следующие выводы.
326
Воздействие на пласт системой ПДС позволило в 12 раз сократить объем каналов НФС, проницаемость каналов снизилась в среднем на
30%.
Отмечается положительное влияние закачки ПДС на показатели
разработки.
Частичная реализация программ по повышению нефтеотдачи не позволила полностью затампонировать каналы НФС, вследствие чего сохранилась достаточно большая сеть разветвленных и гидродинамически связанных каналов НФС, отрицательно влияющих на процесс заводнения.
Наименьшее влияние закачка ПДС оказала на каналы НФС с проницаемостью ниже 400 мкм2.
Сущность способа повышения эффективности методов ограничения водопритоков в скважины, предложенного авторами [223, 286], заключается в том, что почти во всех каналах НФС создается дополнительное фильтрационное сопротивление, способствующее выравниванию проницаемостной неоднородности нефтяного пласта. Это позволяет повысить коэффициент охвата заводнением и конечное нефте-извлечение.
Пример реализации способа. На основе аэрофотокосмических данных и трассерных (индикаторных) исследований строится структурная карта флексурно-разрывных нарушений и динамо-напряженных зон объекта разработки. Выбираются нагнетательные скважины, забои которых находятся в непосредственной близости к флексурно-разрывным нарушениям. Индикаторными исследованиями определяется гидродинамическая связь нагнетательной скважины с флексурно-разрывными нарушениями и динамо-напряженными зонами, в которых в процессе разработки образуются каналы НФС. Трассерными исследованиями определяется объем каналов НФС.
Трассерные исследования многих залежей месторождений Западной Сибири (Южно-Ягунское, Дружное, Лась-Еганское, Поточное, Северо-Поточное, Ватинское, Тюменское, Ново-Молодежное, Гун-Еганское, Ай-Еганское, Мало-Черногорское и др.) показывают наличие аномально-высокопроницаемых каналов (НФС), проницаемость которых достигает 30-5000 мкм2. Скорость прохождения закачиваемой воды по ним достигает 10-180 и/ч. Эти величины в 1000-20000 раз превышают характерные значения для терригенных коллекторов. Объем каналов НФС от одной нагнетательной скважины может достигать 400-2000 м3.
При этом осуществляется непроизводительная закачка воды (фильтрация воды по каналам НФС), которая варьирует в довольно широком диапазоне (8-42%). Вместе с этим существенно снижаются коэффициенты охвата заводнением и нефтеотдачи. Наложение результатов индикаторных исследований на аэрофотокосмическую карту тектонических разломов показало их полное соответствие и неразрывную связь. Следовательно, образование каналов НФС сопряжено, кроме прочего, и с наличием флексурно-разрывных нарушений и динамо-напряженных зон.
Результаты выполненного А.С. Трофимовым с сотр. [223] анализа
327
применения осадкообразующих систем на месторождениях Западной Сибири, в частности ПДС (около 400 обработок), показывают увеличение эффективности воздействия на пласт в 1,6-2,2, раза на тех участках, где забои нагнетательных скважин совпадали с флексурно-разрывными нарушениями (восемь случаев).
Таким образом, применение осадкообразующих систем с использованием трассерной индикации на месторождениях Западной Сибири позволяет выделить в этом процессе три этапа.
Закачка осадкообразующих систем приводит к затампонированию в среднем 58% объема каналов НФС.
Вторичная закачка осадкообразующих систем позволяет дополнительно затампонировать в среднем еще 38% объема каналов НФС. При этом эффективность увеличивается в 1,6-2,2 раза. Объем использования реагентов при вторичной обработке в среднем в 2 раза ниже.
Третичная закачка осадкообразующих систем практически полностью устраняет влияние каналов НФС на процесс разработки (14% объема каналов НФС). Эффективность воздействия увеличивается дополнительно на 20-30%. Объем используемых реагентов в 2-3 раза ниже, чем при вторичной обработке.
Временной интервал между этапами должен составлять от 15 сут до 0,8 года. Минимальный интервал определяется временем реакции добывающих скважин на закачку воды в нагнетательные скважины. Этот интервал может рассчитываться по гидро- и пьезопроводности. Для большинства залежей месторождений Западной Сибири он в среднем составляет 15 сут. Максимальный интервал определяется степенью устойчивости осадкообразующей системы к размыву (разрушению, деструкции). В качестве флокулянта могут использоваться по-лиакриламид, карбоксиметилцеллюлоза, органический полиэлектролит (ВПК) и др. Статистика применения флокулянтов свидетельствует, что средняя продолжительность действия известных технологий составляет 0,8 года (при однократной обработке).
Продуктивность добывающих скважин, имеющих высокую гидродинамическую связь с флексурно-разрывными нарушениями, существенно выше (на 40—200% и более) продуктивности скважин, имеющих слабую связь такого рода. При интенсивном обводнении высокопродуктивных скважин, как правило, в 50-60% случаев в них производятся ремонтно-изоляционные работы (РИР), причем водоизоляционные работы идут, как правило, на небольшом удалении от скважин (до нескольких метров). Так как в этих скважинах обнаруживаются каналы НФС проницаемостью 30-5000 Дарси и протяженностью до нескольких километров, эти работы низкоэффективны и непродолжительны по действию (до нескольких суток). Поэтому РИР в таких добывающих скважинах необходимо проводить после воздействия осадкообразующими системами со стороны нагнетательных скважин с очень высокой степенью тампонирования каналов НФС. При этом такие виды воздействия, как гидроразрыв, микровзрыв, ТГХВ, в высокопродуктивных скважинах противопоказаны. И наоборот, работы по интенсификации добычи не-
328
обходимо проводить в скважинах, имеющих низкую гидродинамическую связь с каналами НФС. Это позволит снизить темп обводнения добываемой продукции и интенсифицировать процесс разработки.
Таким образом, предлагаемый способ закачки водоизолирующего материала в пласт позволит повысить эффективность метода увеличения нефтеотдачи по сравнению с существующими, что даст возможность увеличить коэффициенты охвата заводнением (воздействием) и нефтеотдачи.
8.6. УВЕЛИЧЕНИЕ ОХВАТА ВЫСОКОТЕМПЕРАТУРНЫХ НЕОДНОРОДНЫХ ПЛАСТОВ ЗАВОДНЕНИЕМ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ СИЛИКАТНО-ПОЛИМЕРНЫХ ГЕЛЕЙ
Анализ разработки Талинского месторождения показывает, что низкий коэффициент нефтеотдачи является следствием невысокого охвата пласта заводнением. Быстрое обводнение добывающих скважин обусловлено главным образом сильной неоднородностью коллекторов. Ниже изложены результаты исследований по применению силикатно-полимерных гелей с целью увеличения охвата заводнением неоднородных высокотемпературных пластов.
8.6.1. ОБОСНОВАНИЕ ТРЕБОВАНИЙ К ТЕХНОЛОГИИ ПОВЫШЕНИЯ ОХВАТА ЗАВОДНЕНИЕМ ВЫСОКОТЕМПЕРАТУРНЫХ ПЛАСТОВ
В настоящее время достаточно точно определены граничные условия эффективного применения известных технологий, направленных на повышение охвата пласта заводнением. В соответствии с этим сформулирован ряд требований, которым должны отвечать разрабатываемая технология и рецептура гелеобразующего материала:
способность тампонирующего материала (композиции материалов) сохранять термостабильность при t > 100°С;
способность уменьшать водопроницаемость пористой среды в 100 раз и более;
приготовленный технологический раствор не должен изменять своих свойств при хранении на поверхности в течение длительного времени - от нескольких часов до нескольких суток;
вязкость приготовленных растворов не должна значительно отличаться от вязкости нагнетаемой воды;
технология приготовления растворов и их последующая закачка в скважины не должны провоцировать дополнительные трудности на объектах нефтедобычи;
исходные компоненты, приготовленный технологический раствор, технология ведения работ должны быть экологически чистыми.
Указанным требованиям наиболее полно отвечают технологии с использованием силиката натрия [132].
В технологических процессах широко применяется жидкое натриевое стекло (ГОСТ 13078-81), которое должно удовлетворять следую-
329
щим требованиям: SiO2 = 29,7-33,1 мас.%; Na2O = 9,8-13,2 мас.%; силикатный модуль - 2,31—3,5; плотность 1360-1450 кг/м3.
Жидкое натриевое стекло является неорганическим химическим реагентом, и его термостабильность превышает 300°С.
Использование силиката натрия для ограничения и регулирования водопритоков при заводнении нефтяных залежей исследовано и описано в ряде работ [114, 233, 269]. Основой применения силиката натрия является его способность образовывать гидрогель кремниевой кислоты при взаимодействии с некоторыми растворами химических реагентов.
Первые работы по изоляции притоков подошвенной воды с применением силиката натрия и водных растворов полиэлектролитов проведены на Туймазинском месторождении [233]. Однако эта технология имеет серьезные недостатки: 1) быстрая коагуляция гидрогеля (причем коагуляция не по всему объему раствора, а по его поверхности); 2) низкая механическая прочность образующихся силикагелей.
Регулируемое время гелеобразования достигается при взаимодействии растворов силиката натрия с растворами кислот. При этом можно получать или щелочные, или кислотные гидрогели.
Принципиально новые свойства гидрогелей получают при добавлении в них растворов полимеров: растворы гидрогелей меняют реологические свойства, т.е. становятся более пластичными, структура их приобретает большую устойчивость. Однако температура деструкции ранее применявшихся силикатно-полимерных систем обусловлена термостабильностью используемых полимеров (гипан, полиакриламид) и не превышает 60-80°С.
В разработанной технологии в качестве гелеобразующей силикатной композиции использован раствор биополимера - симусан [250].
8.6.2. ЛАБОРАТОРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СВОЙСТВ РАСТВОРОВ СИЛИКАТНО-ЛОЛИМЕРНОГО ГЕЛЯ
При разработке рецептуры силикатно-полимерного геля использованы следующие химические реагенты: жидкое натриевое стекло; соляная кислота; биополимер - симусан.
Выбор этих компонентов обусловлен следующим. Жидкое натриевое стекло обладает высокой термостабильностью (> 300°С) и вполне соответствует требованиям, предъявляемым к разрабатываемой технологии регулирования водопритоков в условиях Талинского месторождения (<пл > 100°С). Введение соляной кислоты в раствор силиката натрия позволяет регулировать время гелеобразования в широких пределах. Использование раствора биополимера обусловлено его высокой термостабильностью (> 100°С), устойчивостью к деструкции, способностью в малых концентрациях изменять реологические свойства водных растворов [113, 250]. Поскольку не известны требования к концентрации исходных реагентов, а также свойства получаемых гелей, выполнен цикл лабораторных исследований по испытанию силикатно-полимерных растворов и отработке рецептуры раствора. Следует отметить, что рецептура силикатно-полимерных растворов, отвечающих
330
требованиям, изложенным выше, ранее не разрабатывалась и не испытывалась.
В лабораторных условиях исследованы время гелеобразования, вязкость растворов, их термостабильность в зависимости от концентрации исходных химических реагентов и минерализации воды, используемой при приготовлении растворов, а также модуль упругости получаемой системы.
Все исследования выполнены в статических условиях при атмосферном давлении. Максимальная температура, при которой определяли свойства силикатно-полимерных гелей, составляла 100°С. Ниже кратко рассмотрены некоторые применявшиеся методики.
Определение времени гелеобразования растворов. Гелеобразую-щий раствор наливают в пробирку с пробкой и помещают в термостат при заданной температуре. Для растворов, обладающих небольшим временем гелеобразования (повышенная температура, высокая концентрация кислоты), проверяют их свойства путем наклона пробирки через каждые 5 мин. Время, прошедшее с момента начала опыта до момента, когда раствор перестает растекаться по пробирке при ее очередном наклоне, считается временем гелеобразования раствора. С увеличением времени гелеобразования промежутки между наблюдениями увеличивают. Определение времени гелеобразования проводят несколько раз и рассчитывают среднее значение.
Определение модуля упругости геля. Механические свойства геля характеризуются модулем упругости, который измеряют как в процессе его образования, так и после упрочнения его структуры по методике, разработанной в лаборатории физики полимеров Института элементо-органических соединений РАН. Принцип измерения модуля упругости основан на зависимости глубины погружения шарика в гель под действием нагрузки. Расчет ведется по следующей формуле:
3 Г G = — —-г^, (8.27)
16 JR№
где G - модуль упругости геля, Па; Г — прилагаемая нагрузка, г; R — радиус шарика, см; h - глубина погружения шарика, см.
Модуль упругости геля измеряют через 1 ч после образования геля, поскольку в течение 40-50 мин после его образования происходит упрочнение структуры, а дальнейшая выдержка на него не влияет. Результаты лабораторных исследований приведены на рис. 8.10-8.15.
Влияние концентрации биополимера на время гелеобразования и вязкость силикатно-полимерного раствора представлено на рис. 8.10, а изменение модуля упругости - на рис. 8.11. С увеличением концентрации биополимера время гелеобразования уменьшается, в то время как вязкость системы возрастает. Модуль упругости геля, полученного при 100°С и исследованного через 1 сут выдержки, возрастает. Результаты исследований влияния концентрации кислоты для растворов силиката натрия с концентрацией 40, 60 г/л и 0,001% раствора биополимера приведены на рис. 8.12. С увеличением концентрации кислоты время
331
t, ш 100, 80 60 40 20 0 ш 20 10 0
1
V ;
^ Т^ -
/ Х Ч^
/
0,5 1,0 1,5 2,0
С» г/л
0,1 0,8 0,6 0,4 0,2; la
/ \
о / s^
'-^ л
п
о
0,2 0,4 0,6 0,8 1,0
Рис. 8.10. Влияние концентрации биополимера CQ симусан на время геле-образования г композиции 60 г/л жидкого стекла, 7 г/л НС1 при 100° С и на вязкость системы р.с при 20° С
Рис. 8.11. Зависимость модуля упругости а композиции 60 г/л жидкого стекла, 7 г/л НС1 от концентрации биополимера С^ симусан при 100° С через 1 сут после гелеобразования
гелеобразования уменьшается, а с увеличением концентрации силиката натрия в растворе (см. рис. 8.12, /, 2) время образования геля перемещается в область более низких концентраций кислоты. Влияние температуры на время гелеобразования представлено на рис. 8.13, откуда следует, что с увеличением температуры время гелеобразования существенно сокращается.
Пластовые воды нефтяных залежей, представляющие собой растворы электролитов, имеют определенную минерализацию. При закачке в нефтяной пласт происходит смешение силикатно-полимерного раствора с пластовой водой. Поэтому важно изучить влияние минерализации вод на время гелеобразования. Результаты исследований, приведенные на рис. 8.14, показывают, что с увеличением концентрации хлорида натрия, равно как и минерализации пластовой, воды, время гелеобразования уменьшается для всех исследованных концентраций силиката натрия.
Таким образом, на основании цикла проведенных исследований можно констатировать: в зависимости от соотношения исходных химических реагентов свойства силикатно-полимерных растворов изменяются в значительной степени. При этом происходит изменение таких основных параметров, как время гелеобразования, вязкость раствора и модуль упругости геля. Так, с увеличением концентрации биополимера время гелеобразования раствора уменьшается, а вязкость системы воз-
332
/,MI 180 140 100 60 20 ш ',с 12 10 8 6 4 2 ут <,ч 36 28 20 12 н
v \
\ \
\
\ Л ,\ \1
\
\\ \
Y Ч \
V V \
\ ч
N ^^. L Ч
\ \ч ч 80 К
ч ^ О" --------- (
3 4 5 60 Скис, Г/Л 20 40 60 80 10 Т,'С
Рис. 8.12. Зависимость концентрации кислоты Скис от времени гелеобразования t раствора силикат натрия + кислота + биополимер
Рис. 8.13. Зависимость времени гелеобразования композиции t от температуры
7—60 г/л жидкого стекла, 5 г/л НС1, 0,05 г/л биополимера, 2-50 г/л жидкого стекла, 9 г/л НС1, 0,01 г/л биополимера
Рис. 8.14. Зависимость времени гелеобразования t композиции 40 г/л жидкого стекла, 3,5 г/л НС1, 0,01 г/л биополимера от степени минерализации воды при 100° С
/ - с добавками NaCl, 2 - на пластовой воде Талинского месторождения
\
\
О 2 4 6 8 10
Минерализация воды, г/л
растает. С увеличением концентрации кислоты в растворе и температуры время гелеобразования также уменьшается, в то время как с увеличением концентрации силиката натрия в растворе время гелеобразования перемещается в область более низких концентраций. Минерализация пластовой воды, особенно содержание поливалентных металлов, сильно влияет на время гелеобразования в сторону его снижения. Исследованные растворы термостабильны в пределах исследованных
333
Таблица 8.2
Фильтрационная характеристика моделей до и после закачки силикатно-полимерного раствора и завершения гелеобразования
Проницаемость, Объем закачки, % Давление, МПа
мкм2 объема пор
Состав модели до за- после за- силикатно- воды после прокач- прокачки
качки качки полимерно- закачки си- ки воды воды через
геля раствора го раст- ликатно- через модель с
вора полимер- модель силикатно-
ного раст- полимер-
вора ным гелем
1. Кварцевый 7,1 0,001 50 25 2 20
песок
2.Дезинтегри- 0,011 0,0007 25 10 2 2,5
1. Кварцевый 7,1 0,001 50 25 2 20
песок
2. Дезинтегри- 0,011 0,0007 25 рованный керн 10 2 2,5
из продуктивных отложений
Талинской пло-
щади 3. Смесь 75% 1,5 0,0005 50 25 0,15 3,8
кварцевого песка и 25% дезин-
тегрированного
керна
температур (до 100°С), модуль упругости с увеличением выдержки си-ликатно-полимерного геля возрастает.
На основании выполненных лабораторных исследований, с учетом требований, предъявляемых к разрабатываемой технологии, рекомендуется силикатно-полимерный раствор следующего состава: силикат натрия (по активному веществу) - 6%, соляная кислота - 0,6%, биополимер симусан — 0,01-0,001%, вода - остальное.
Стабильность системы является необходимым, но недостаточным условием разрабатываемой технологии. Для расчета технологического процесса не менее важны результаты влияния силикатно-полимерных гелей на фильтрационные характеристики.
Исследования этих характеристик выполнены на насыпных моделях, представляющих собой трубки из нержавеющей стали длиной 25 см и площадью поперечного сечения 7,8 см2. Трубки заполняли соответственно составами 1, 2, 3 (табл. 8.2). Цель лабораторных исследований заключалась в определении максимального давления, при котором образовавшийся в пористой среде гель разрушается. Оценивали проницаемость для воды, фильтрующейся через линейную однородную модель, после образования в пористой среде геля. Состав геля, использованного при проведении исследований, приведен в табл. 8.3.
Методика исследований заключалась в следующем. В водонасы-щенную модель закачивали определенный объем силикатно-полимер-ного раствора и выдерживали при стандартных условиях (в покое) в течение 2-3 сут для завершения гелеобразования. Время гелеобразо-
334
Таблица 8.3
Состав силикатно-полимерного геля, используемого при проведении исследований
Соотношение компонентов Время гелеобразования, ч
( = 25°С ( = 100°С
Жидкое стекло - 6%
Соляная кислота - 0,6% 24-72 0,25-0 4
Биополимер - 0,01%
Вода - остальное
вания в модели контролировали по изменению структуры той же системы в контрольном контейнере. По завершении гелеобразования модель соединяли с установкой фильтрации и определяли давление, при котором через пористую среду устанавливались фильтрация воды с постоянным расходом. Опыты проводили с постоянной объемной скоростью закачки 2 см3/ч, что соответствует линейной скорости движения флюидов в пласте. Давление на входе в модель замеряли с помощью датчика абсолютного давления.
Данные табл. 8.2 свидетельствуют о том, что закачка в пористую среду силикатно-полимерного раствора с последующим гелеобразова-нием приводит к снижению проницаемости для воды на 3—4 порядка.
В процессе исследований выявлено весьма важное обстоятельство. При значительном снижении проницаемости (на 3-4 порядка по сравнению с первоначальной) модели все же обладают проницаемостью после завершения в них гелеобразования силикатно-полимерного раствора. Следовательно, в случае необходимости гель, образованный в пласте, можно разрушить закачкой другого активного агента (например, раствора щелочи). Кроме того, из данных табл. 8.2 следует, что гель выдерживает (не разрушаясь) градиенты давлений, встречающиеся в практике разработки залежей при закачке в пласт воды.
Таким образом, проведенными лабораторными исследованиями установлено, что силикатно-полимерные гели способны эффективно снижать проницаемость породы и могут использоваться для регулирования водопритоков в продуктивных пластах.
8.6.3. МЕХАНИЗМ ПОВЫШЕНИЯ ОХВАТА ПЛАСТА ЗАВОДНЕНИЕМ ПРИ ЗАКАЧКЕ СИЛИКАТНО-ПОЛИМЕРНЫХ РАСТВОРОВ
Механизм действия силикатно-полимерного раствора, используемого в разработанной технологии повышения охвата пласта заводнением, основан на способности глубокого проникновения раствора в высокопроницаемый пропласток за счет его незначительной вязкости (1-2 мПа-с) и последующего гелеобразования по всему закачанному объему.
Количество силиката натрия и концентрацию соляной кислоты в гелеобразующем растворе выбирают в зависимости от температуры в скважине (в зоне перфорации) и температуры пласта. Соотношение
335
0,5 0,6
0,7 0,8 0,9
Скис, Г/Л
1,0 1,1
Рис. 8.15. Зависимость времени гелеобразования t си-ликатно-полимерных растворов от концентрации кислоты Скис при различных температурах
I - 100° С, 2 - 80, 3 - 60,4 - 40, 5 - 20" С
концентрации соляной кислоты и температуры определяет время гелеобразования (рис. 8.15), Эти параметры выбирают так, чтобы раствор до истечения времени гелеобразования успел пройти ствол скважины и призабойную зону, не образуя в них геля.
Получающийся при гелеобразовании состав представляет собой кремниевую кислоту, армированную длинными разветвленными молекулами биополимера. Биополимер и кремниевая кислота связаны между собой водородными связями, что определяет прочность геля, образование его во всем объеме рабочего раствора и предотвращает выпадение в осадок кремниевой кислоты. При закачивании в пласт исходного раствора некоторая его часть может попасть и в низкопроницаемые зоны, но не очень глубоко. На следующем этапе обработки в скважину закачивается раствор каустической соды (разжижитель геля) и производится выдержка с целью разрушения геля в низкопроницаемом пласте.
Разрушение геля по кинетическим показателям аналогично процессу растворения, т.е. гель разрушается на некоторую, зависящую от времени глубину по всему фронту действия разжижителя. В низкопроницаемых пропластках с небольшой глубиной проникновения геля он разрушается, а в высокопроницаемых, где гелеобразование распространилось на значительную глубину, разрушение геля происходит вблизи стенки скважины. Поэтому основной объем призабойной зоны остается закупоренным гелем и проникновение воды в него ограничено.
Разжижитель силикатно-полимерного геля представляет собой 10-15%-ный раствор щелочи (едкого натра). В щелочной среде стабилизирующие гель водородные связи разрушаются, и он опять превращается в легкоподвижную жидкость с вязкостью 1-2 мПа-с.
336
8.6.4. СХЕМА ПРИГОТОВЛЕНИЯ
СИЛИКАТНО-ПОЛИМЕРНЫХ РАСТВОРОВ
Приготовление силикатно-полимерных растворов возможно непосредственно на устье скважины [168]. Учитывая, что на Талинском месторождении закачка силикатно-полимерных гелей проводится в широком масштабе, была запроектирована и реализована в производстве установка по приготовлению силикатно-полимерного раствора производительностью 330 м3/сут (рис. 8.16). Основным требованием к этой установке являлось точное дозирование и соблюдение обоснованных концентраций компонентов раствора.
Блок хранения раствора Насос 1
Блок приготовления раствора
Рис. 8.16. Принципиальная схема установки для приготовления силикатно-полимерного раствора
Е1-Е5 - емкости для хранения готового раствора; Е6 - емкость для хранения силиката натрия, Е7-Е10 - емкости для хранения биополимера; Е-11 - емкость для хранения кислоты, эжекторы 1,2 — смесительные устройства для приготовления раствора; I -25 - секущие задвижки; Kl, K2 - обратные клапаны, НОРД - счетчик расхода воды; насос / - слив готового раствора в автоцистерны; насос 2 - прием силиката натрия
Принцип работы установки заключается в гидравлическом перемешивании компонентов силикатно-полимерного раствора с помощью эжекторов. Для пуска установки открываются все секущие задвижки на линии подачи воды и перед эжекторами. С помощью регулировочных кранов устанавливается требуемый расход составляющих (жидкое стекло, биополимер, кислота) компонентов. Подача кислоты производится в последнюю очередь. Жидкое стекло и кислота с биополимером эжекторами подаются в поток воды и там интенсивно перемешиваются. Приготовленный раствор поступает в буферную емкость и оттуда откачивается в накопитель. Из накопителя приготовленный раствор вывозится и закачивается в скважины. Закачка раствора в пласт осуществляется с использованием отечественного серийного оборудования.
337
8.7. АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ
ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННЫХ ИСПЫТАНИЙ ТЕХНОЛОГИИ ПОВЫШЕНИЯ ОХВАТА ЗАВОДНЕНИЕМ НЕОДНОРОДНЫХ ВЫСОКОПРОНИЦАЕМЫХ ПЛАСТОВ В ПРОМЫСЛОВЫХ УСЛОВИЯХ
Проведение опытно-промышленных работ и отработка технологии проводились на одном из участков Талинского месторождения. К опытному участку предъявлялись следующие основные требования: опытный участок должен быть характерным (типичным) для разработки Талинского месторождения, технология работ и полученные результаты могут быть распространены и на другие блоки и участки разработки. В качестве такого опытного участка выбран блок площадного участка заводнения месторождения (рис. 8.17, табл. 8.4). Опытный участок представляет собой замкнутый блок, ограниченный нагнетательными скважинами.
Из табл. 8.4 следует, что текущая нефтеотдача участка составляет 9%, обводненность продукции добывающих скважин 91,8%. На
5522 5523
5524
5525 5526
5735 15736373839
Q2
Рис. 8.17. Схема опытного участка по закачке силикатно-полимерных растворов
/ - нагнетальные скважины, обработанные растворами; 2 - добывающие скважины, 3 - нагнетательные скважины; цифры - номера скважин
338
Таблица 8.4
Технологические показатели разработки опытного участка Талинского месторождения
№п/п Показатель Значение
1 Фонд добывающих скважин 38
2 Фонд механизированных скважин 35
3 Средний дебит действующих скважин по нефти, т/сут 5,3
4 Средний дебит действующих скважин по жидкости, т/сут 53,4
5 Обводненность текущая, % 91,8
6 Водонефтяной фактор 1,9
7 Добыча нефти с начала разработки, тыс. т 800,0
8 Добыча жидкости, тыс. т 2300
9 Фонд нагнетательных скважин 14
10 Коэффициент нефтеотдачи, д.ед. 0,09
рис. 8.18, 8.19 в качестве примера приведены характеристика вытеснения и кривые обводнения скв. 5655 выбранного участка.
Перед проведением работ по закачке в нагнетательные скважины силикатно-полимерных растворов по скважинам выполнены следующие виды исследований: локация перфорационных отверстий, гамма-каротаж, термометрия в работающей и остановленной скважинах, расхо-дометрия (точечный и непрерывный замеры). По добывающим скважинам велся строгий учет обводненности продукции.
По окончании работ по всем скважинам (за исключением скв. 5622 и 5624) геофизические исследования были повторены.
Учитывая, что для ведения работ необходимы большие объемы силикатно-полимерных растворов, а также в целях соблюдения технологии дозирования исходных реагентов приготовление растворов осуществлялось на специальной установке по приготовлению силикатно-полимерных растворов (см. рис. 8.16). Для оценки эффективности эксперимента другие виды воздействия на участке не проводились.
В качестве примера в табл. 8.5 приведены характеристика работы некоторых нагнетательных скважин по закачке силикатно-полимерных растворов до и после проведения работ, а также объемы закачанных в них растворов.
На рис. 8.20, /-V7/7 помещены данные по изменению устьевого давления на скважинах при закачке силикатно-полимерных растворов. Из полученных данных следует, что при ведении работ давление закачки увеличивается. На рис. 8.21, /-/// приведены результаты исследований по определению профиля приемистости до и после проведения работ по скважинам. Из данных геофизических исследований следует, что по скважинам после закачки и последующего гелеобразования растворов происходит изменение работающей толщины, причем по ряду скважин значительное.
Технологический эффект оценивался по блокам скважин, а также по отдельным скважинам, значительно изменившим свои характе-
339
0,9 1,0 1,1 1,2 1,3 1,4
Рис 8.18. Характеристика вытеснения по скв. 5655 Талинс-кого месторождения. Стрелка - закачка силикатно-поли-мерного раствора
IUU ( •- -• 1,4
,/ w * • сг\
9Г\ / \, OQ
^v ""Д /
fift 1 ) П Л
и,о
10 0/1
>*»
90 ^ д ОО
С„Х .4 '« » «• »^
0
4 6 8 16 ^.квартал
18 20
Рис. 8.19. Изменение обводненности В и добычи нефти ?>н по скв. 5655 Талинского месторождения. Стрелка - закачка силикатно-полимерного раствора
ристики после проведения работ в окружающих нагнетательных скважинах. Технологическую эффективность оценивали по программе STATIC (институт ВНИИнефть). В этой программе используется массив накопленных значений добычи нефти <2„ и жидкости <2Ж с начала разработки. Кроме введенных обозначений, в дальнейшем использо-
340
Таблица 8.5
Характеристика работы нагнетательных скважин до и после закачки силикатно-полимерных растворов
№скв Реагент Количество реаген та Приемистость, м'/сут
т доОПЗ после ОПЗ
5682 Силикат 100
Биополимер 0,66 660 480 310
НС1 27,5
5684 Силикат 100
Биополимер 0,66 660 500 433
НС1 27,5
5505 Силикат 100
Биополимер 0,66 660 500 450
НС1 27,5
5680 Силикат 70
Биополимер 0,46 462 340 234
НС1 19,2
ваны следующие: QB - объем накопленной воды; д„, д„ — текущие (средние за 1 мес) значения дебитов скважин по нефти и воде в целом по блоку. В программе STATIC используются следующие десять характеристик вытеснения:

в
/Ож
(8.28) (8.29) (8.30)
(8.31) (8.32)
(8.33) (8.34)
(8.35)
Ун
(8.36) (8.37)
341
л. 15 13 11 Q к, МПа


/
f
^ ^
/
и
О 200 400 600 800 ///
15 13 11 9 ( 9 8 7 10 9 8, 11 10 9 8 7 6 S
/
/
f 1 i
- 1 /


i_L
) 200 400 600 V 3 200 400 600 VI
f~~
/
/
1 /
] •—
f
I
60 200 1 Л 400 VII 600 0 200 400 vm 6C
13,6 13,2 12,8 12,4 w,o i/
__•-- и ••
^г^
/
/

о У

) 200 400 600 '0 200 400 60
Рис. 8.20. Изменение давления при закачке геля
/ - в скв. 5552, куст 117; QHa4 = 410 м3/сут; Риач = 10,0 МПа; QKOH = 360м3/сут; />„.= 16,0 МПа
//-в скв. 5618, куст 117; бнач = 384 м3/сут; Рнач = 12,0 МПа; бкон = 288 м3/сут;
Ркон= 15,0 МПа
в скв. 5620, куст 123; Q нач = 330 м3/сут; Ртч = 8,0 МПа; QKOH = 192 мэ/сут;
/>кон= 15,0 МПа
IV - в скв. 5622, куст 123; Рнач = 9,0 МПа; Р^ = 10,0 МПа
V - в скв. 5624, куст 123; Q нач = 624 м3/сут; Рнач = 8,0 МПа; QKOH = 480 м 3/сут; Ркон = 9,0 МПа
VI - в скв. 5684, куст 123; еяач = 570м3/сут; />нач = 5,0 МПа; QKOH= 48° м3/сут, Рко„ = 12,0 МПа
VII - в скв. 5736, куст 123; QH34 = 460 мэ/сут; />иач = 13,0 МПа, бко„ = 360 м3/сут; Рко„= 13,0 МПа
VIII - в скв. 5740, куст 124; Qm4 = 170 м3/сут; Рнач = 10,0 МПа; QKm = 160 мэ/сут; Ркт = 16,0 МПа
342
Здесь А, В, С - коэффициенты модели, определяемые статистическими методами.
В программе последовательно для каждой из характеристик вытеснения проводятся следующие операции:
1) по базовому периоду, размер которого определяется произвольно, но не менее 3 мес, с помощью метода наименьших квадратов определяются коэффициенты А, В, С;
2) методами математической статистики проводится оценка соответствия каждой модели исходным данным и оценка полученных в п. 1 коэффициентов;
3) делается расчет технологических эффектов по дополнительно добытой нефти и снижению закачки воды во времени;
4) делается расчет количества добытой жидкости и нефти.
В программе STATIC вводится понятие прогнозного темпа отбора жидкости как среднего за последние 3 мес перед проведением мероприятия, причем предполагается, что в случае отсутствия работ темп отбора жидкости сохраняется (рис. 8.22).
На рис. 8.22 отрезок MQ соответствует приросту добычи нефти в отобранной жидкости. Если прогнозный темп отбора жидкости в точности совпадает с фактическим, то отрезок MQ соответствует приросту добычи нефти (т.е. приросту добычи нефти на момент времени, соответствующий точке М). В этом случае интенсификации отбора не произошло, и отрезок MQ соответствует приросту нефти за счет увеличения нефтеотдачи. Предположим, что реальный темп отбора жидкости после проведенного мероприятия (точка ЛО увеличился. В этом случае по абсциссе точке М на реальной кривой будет соответствовать точка Р на прогнозной кривой. Проекция отрезка МР на ось ординат (QH) даст полный прирост (во времени) добычи нефти. Разность между полным приростом (проекцией МР на ось ординат) и приростом за счет увеличения нефтеотдачи (MQ) дает прирост добычи нефти за счет интенсификации отбора. В случае уменьшения реального темпа отбора жидкости (точка V на прогнозной прямой) эффект по нефти за счет интенсификации будет отрицательным.
Выходом программы STATIC является таблица, в которой упорядочены по убыванию коэффициенты корреляции и все характеристики с рассчитанными эффектами. Если по какой-либо характеристике расчет эффектов невозможен, то данная характеристика в таблицу не входит. Средние значения эффектов определяются соответственно по трем наиболее отвечающим входным данным характеристикам.
Результаты расчета технологического эффекта приведены в табл. 8.6-8.15. По блоку, оконтуренному скв. 5520, 5522, 5584, 5586, 5708, 5710, прирост добычи нефти за счет увеличения нефтеотдачи составил 3311 т, сокращение объемов попутно-добываемой воды — 18138 м3. По ряду скважин (скв. 5649, 5655) после проведения обработки прирост добычи нефти за счет повышения нефтеотдачи составил 3035 т, сокращение объема извлекаемой воды - 36644 м3. По скв. 5651 произошло сокращение объема извлекаемой воды
to И к> оо j§ ю ЧО to о ю ЧО ю ЧО to to § оо to ЧО g 1
"v /
Интервалы перфорации
po to
о ё ё
ё
L/I
it
to
~J
)«*
to
toto
-J-~»
^5 /~t
*. о
toiototo
Интервалы перфорации
s
о
ё ё ё
(л
о
§•
•^1
ё
1«|
»
PDOQDD
о
ё
? ?
т
о
рк, Ом • м
25 50
75
Я,м
2884
2888 2892 2896 2900 2904 2908 2912
О_____125
KB-2,16, 2,56 мм
О 54
/г, имп/мин 108 О
/„, имп/мин
70 140
О 10 20 30 40 50
О 10 20 30 40
Рис. 8.21. Профили приемистости скважин до (а) и после (б) закачки сили-катно-полимерного раствора
/ - скв. 5552; //— скв. 5553; ///— скв. 5554; рк - кажущееся удельное электрическое
сопротивление пород по результатам каротажа методом кажущихся сопротивлений; АС/ — потенциал собственной поляризации пород по данным каротажа собственной поляризации для измерения удельного сопротивления пород (в Ом • м); Dc - диаметр скважины; KB - кавернометр; / - интенсивность излучения при гамма-каротаже (/г) и при нейтронном каротаже (/„); / - работающий интервал; 2 - диаграмма гамма -каротажа; 3 — диаграмма нейтронного каротажа
у*
In 0,
Рис. 8.22. К расчету технологического эффекта от мероприятий по воздействию на призабойную зону с целью повышения охвата пласта заводнением (методика ВНИИнефть)
345
Таблица 8 7
технологии по блоку скв. 5652-5711-5655-5715
Вид характеристики вытеснения по формулам
(837) (810) (8 33) 1 i (8 3-Л (8%) (835) (8^2)
-2705
-236
-2469
16726
-1845
0,9995
-1237 -29996 -1969 8826 10816 5963
228 324 9298 10864 6803
-2123 -2323 -2293 -472 -48 -8.39
18194 17335 17462 28257 30247 2<П94
8024 1885 2715 1626325 -37602 -37877
0,6662 09991 09988 05983 03079 0.3430
Таблица 8 6
ехнологии по блоку скв. 5520, 5522, 5584, 5586, 5708, 5710
Вид характеристики вытеснения по формулам
1 (8 37) (Ъ 30) (833) (834) (836) (832) (835)
835
1178
-343
2399
5374
1,0000
1957 373 1860 7400 21411 4927
2282 724 2185 7647 21607 6191
-324 -351 -326 -2477 -196 -264
3521 1936 3442 8963 22975 7491
11069 3226 10544 51081 28155 15819
0,9998 0,9997 0,9997 0,9217 0,8473 0,8352
Таблица 8.9
шогии по ряду скв. 5649-5655
Вид характеристики вытеснения по формулам
(837) (830) (8.34) (836) (8.32) (8.35)
1048
2313
-1264
13155
22280
0,9990
2190 1562 1623 7993 9631
3232 2715 2774 8271 9772
-1042 -1165 -1151 -278 -1041
14297 13657 13730 20100 21738
38946 28642 29682 2240343 -24475
0,9986 0,9984 0,9980 0,6284 0,4723
Таблица 8.8
нологии по ряду добывающих скв. 5708-5715
Вид характеристики вытеснения по формулам
(8.31) (8.33) (8.30) (834) (8.35) (8.32)
-2043
-747
1296
6865
^985
0,9998
-3130 -2626 -2784 4541 43726
-5190 -1198 -1321 4812 О
-1539 -1428 -1463 -271 4372
5779 6283 6124 13449 10359
-9043 -7300 -7864 214026 -5442
0,9986 0,9986 0,9978 0,2077 0,0971
Технологический эффект от применения системной технс
Показатель
(8.29) (8.28)
Полный прирост добычи нефти, т 2789 1999
Среднее значение по трем первым 1945
характеристикам, т
Прирост добычи нефти за счет 3720 3072
увеличения нефтеотдачи, т
Среднее значение по трем первым 3035
характеристикам, т
Прирост добычи за счет интенси- -931 -1074
фикации, т
Среднее значение по трем первым -1090
характеристикам, т
Сокращение добычи воды на одно 14896 14106
время, м3
Среднее значение по трем первым 14052
характеристикам, м3
Сокращение добычи воды на одно 51915 35736
количество добываемой нефти
Среднее значение по трем первым 36644
характеристикам, м3
Коэффициент корреляции 0,9999 0,9993
ta X Таблица 8 1
§ Технологический эффект от применения системной технологии по скв. 5655 Т1
оэ я Показатель Вид характеристики вытеснения по формулам
о CD ( 8 29) (8 28) (8 37) (8 30) (8 33) (8 34) (8 36) S 35) (8 32)
Полный прирост добычи нефти, т 515 295 24 347 168 191 1776 1587 2225
Среднее значение по трем первым 278
характеристикам, т
Прирост добычи нефти за счет уве- 1205 1089 956 1117 1027 1039 1965 1829 2258
личения нефтеотдачи, т
Среднее значение по трем первым 1084
характеристикам, т
Прирост добычи за счет интенси -690 -794 -932 -771 -859 -848 -190 243 233
фикации, т
Среднее значение по трем первым -805
характеристикам, т
Сокращение добычи воды на одно 6792 6572 6301 время, м3 6623 6445 6468 8052 7863 8502
Среднее значение по трем первым характеристикам, м3 6555
Сокращение добычи воды на одно 11566 8775 6441 9314 7555 7755 523641 64595 2815
количество добываемой нефти
Среднее значение по трем первым характеристикам, м3 8927
Коэффициент корреляции 0,9997 0,9982 0,9979 0,9973 09969 0,9956 06415 0,4432 04067
Таблица 8 12
Технологический эффект от применения системной технологии по скв. 5653
Показатель Вид характеристики вытеснения по формулам
( 831) (8^9) (837) (828) (833) (830) (834) (8 35) (8 32;
Полный прирост добычи нефти, т 168 583 498 539 523 555 524 142 231
Среднее значение по трем первым 416
характеристикам, т
Прирост добычи нефти за счет уве -277 395 264 329 303 352 306 -551 -185
личения нефтеотдачи т
Среднее значение по трем первым 128
характеристикам т
Прирост добычи за счет интенси 444 187 234 210 220 203 218 693 416
фикации, т
Среднее значение по трем первым 289
характеристикам, т
Сокращение добычи воды на одно -3441 -3026 -3110 -3069 -2086 -3054 -3084 -3466 -3377
время м3
Среднее значение по трем первым -3192
характеристикам, м3
Сокращение добычи воды на одно 2199 8480 4167 5981 5169 6717 5268 -1178 -1565
количество добываемой нефти
Среднее значение по трем первым 3483
характеристикам, м3
Коэффициент корреляции 0,9998 0,9998 0,9991 0,9989 0,9981 0,9978 0,9978 0,9228 0,3691
Таблица 815
Технологический эффект от применения системной технологии по скв. 5683
Показатель Вид характеристики вытеснения по формулам
(8.37) (8 29) (828) (833) (8 30) (8 34) (8.35)
Полный прирост добычи нефти, т —128 —41 Среднее значение по трем первым характерце- -63 -21 -139 -36 -105 -2080
тикам, т
Прирост добычи нефти за счет увеличения 285 381 нефтеотдачи, т Среднее значение по трем первым характерце- 320 343 279 308 298 -463
тикам, т
Прирост добычи за счет интенсификации, т —414 -378 Среднее значение по трем первым характерце- -383 -363 -418 -394 -403 -1617
тикам, т Сокращение добычи воды на одно время, м3 4905 4992 Среднее значение по трем первым характерце - 4770 тикам, м3 50П 4895 4947 4928 2953
Сокращение добычи воды на одно количество 3458 4461 добываемой нефти Среднее значение по трем первым характерис- 4218 тикам, м3 4739 3343 3912 3698 -379
Коэффициент корреляции 0,9999 0,9999 0,9999 0.9983 0.9979 0.9977 0.6618
Таблица 8 14
Технологический эффект от применения системной технологии по скв. 5681
Показатель Вид характеристики вытеснения по формулам
( 8 29) (8 28) (8 30) (8 37) (8 33) (8 34) (8 32) (8 35) (8 36)
Полный прирост добычи нефти, т 1013 802 863 573 708 722 2419 1585 1980
Среднее значение по трем первым 893
характеристикам, т
Прирост добычи нефти за счет уве- 795 892 614 261 426 443 2365 1446 1891
личения нефтеотдачи, т
Среднее значение по трем первым 650
характеристикам, т
Прирост добычи за счет интенси- 218 260 249 312 282 279 54 139 90
фикации, т
Среднее значение по трем первым 242
характеристикам, т
Сокращение добычи воды на одно -1605 -1816 -1755 -2045 -1910 1896 -199 1033 -638
время, м3
Среднее значение по трем первым -1725
характеристикам, м3
Сокращение добычи воды на одно 10647 -5753 6872 2219 4073 4307 -9000 25988 166106
количество добываемой нефти
Среднее значение по трем первым 7757
характеристикам, м3
Коэффициент корреляции 0,9998 0,9983 0,9978 0,9975 0,9971 09961 0,7139 07130 0,6804
на 8405 м3, а по скв. 5655 дополнительная добыча нефти составила 1084 т, сокращение объема попутно-добываемой воды - 8927 м3.
По результатам выполненных работ и исследований сделаны следующие выводы:
1. На основании анализа обводнения нефтяных скважин и пластов, эффективности работ по воздействию на призабойную зону скважин сформулированы основные требования, предъявляемые к технологии регулирования водопритоков и используемым химическим реагентам применительно к условиям Талинского нефтяного месторождения.
2. С учетом требований, предъявляемых к технологии регулирования водопритоков и повышения охвата пласта заводнением высокотемпературных неоднородных пластов, исследована композиция, содержащая жидкое натриевое стекло, соляную кислоту, биополимер симусан. Выбор этих химических реагентов как исходных обусловлен их высокой термостабильностью, способностью при введении в указанные растворы регулировать время гелеобразования (соляная кислота), изменять реологические свойства растворов (биополимер симусан).
3. По результатам лабораторных исследований установлено, что с увеличением концентрации биополимера время гелеобразования раствора уменьшается, а вязкость системы возрастает. Увеличение концентрации кислоты в растворе, температуры, содержания поливалентных металлов также приводит к сокращению времени гелеобразования. Увеличение концентрации силиката натрия в растворе перемещает время гелеобразования в область более низких концентраций исходных реагентов в композиции, модуль упругости с увеличением выдержки силикатно-полимерного геля возрастает. Исследованные растворы, а также образующийся из них гель термостабильны (в пределах исследованной температуры t - 100°С).
4. На основании проведенных испытаний разработана и внедрена в производство технология повышения охвата заводнением высокотемпературных пластов, включающая
рецептуру силикатно-полимерного раствора с регулируемым временем гелеобразования в пласте,
технологию приготовления силикатно-полимерных растворов с регулируемым содержанием исходных компонентов, технологию ведения промысловых работ по обработке ПЗС сили-катно-полимерными растворами.
Эффект от внедрения данной технологии на Талинском месторождении заключается в дополнительной добыче нефти в количестве 37,5 тыс. т, уменьшении объемов попутно-добываемой воды на 430 тыс. м3 (1988-1990 гг.).

На главную страницу