7 Ликвидация заколонных перетоков флюидов к интервалу перфорации из ниже- или вышезалегающих пластов (нижние, верхние и подошвенные воды)

Определяющими геолого-техническими условиями при выборе технологии РИР и тампонажных материалов являются:

расстояние от интервала перфорации до обводняющего пласта;

приемистость объекта изоляции при нагнетании воды;

планируемая депрессия на продуктивный пласт после РИР;

направление движения воды (сверху, снизу).

При изоляции верхних вод для защиты продуктивного пласта от загрязнения тампонажным раствором нижнюю часть перфорированного интервала колонн следует перекрыть песчаной пробкой, не перекрытым достаточно оставить не более 1 м интервала перфорации. Если расстояние между интервалом перфорации и забоем скважины более 20 м, целесообразна установка цементного моста.

При использовании для РИР водоцементных растворов обязательна их обработка понизителями водоотдачи.

Если, несмотря на принятые меры (дренирование, кислотные обработки и др.), приемистость скважины составляет 0,6 м³/(ч МПа) и менее, следует в качестве зоны ввода тампонажной смеси в каналы перетока использовать специальные перфорационные отверстия в колонне, выполненные против плотных разделов между продуктивным и водоносным пластами или в кровле водоносного пласта.

Для восстановления герметичности эксплуатационной колонны в интервале спецотверстий может быть установлен металлический пластырь. Однако, его применение ограничивается депрессией в скважине в процессе эксплуатации не более 8,0 МПа.

При применении гелеобразующих полимерных тампонажных материалов (ПТМ) в качестве заключительной порции тампонажного состава, закачиваемого за колонну, использовать цементный раствор.

При использовании отверждающихся ПТМ над песчаной пробкой следует установить цементный стакан или осуществить засыпку глиной толщиной 1 м для предупреждения фильтрации ПТМ в продуктивный коллектор. Кроме этого, может быть применен пакер ПРС.

Запрещается применение фильтрующихся ПТМ при лучших коллекторских свойствах нефтяного пласта (коэффициент гидропроводности в 1,5 раза выше водонасыщенного пласта) и более низких значениях величины пластового давления по сравнению с водоносным пластом с незащищенным интервалом продуктивного пласта из-за опасности его «загрязнения».

Выбор тампонажных материалов и технологических схем при изоляции заколонных водопритоков из неперфорированных пластов или неперфорированной части продуктивных пластов (нижние, верхние и подошвенные воды) производится по таблице 1.

Пример выбора технологической схемы РИР и тампонажного материала по таблице 1: скважина обводнена в результате заколонных перетоков из вышележащего пласта, расстояние от интервала перфорации до обводняющего пласта 3 м, приемистость скважины при нагнетании воды в зону перетоков 6 м³/(ч МПа), планируемая депрессия на продуктивный пласт после РИР 4 МПа. Данным условиям соответствует вариант 4. В скважине с указанными условиями необходимо частичное перекрытие интервала перфорации песчаной пробкой или цементным мостом с оставлением 1 м перфорационных отверстий неперекрытыми (может быть применен также метод тампонирования через весь интервал перфорационных отверстий), тампонирование под давлением производится с оставлением тампонажного моста, в качестве тампонажных составов использовать гелеобразующие составы с последующим докреплением тампонажным портландцементом (возможны разные рецептуры), могут также быть использованы составы: АКОР-2; «Ремонт-1»; составы на основе ТС-10 (ТСД-9); ЭТС+ГКЖ; ПВС+ГКЖ.

Приток подошвенной воды в монолитных пластах может быть связан как с наличием заколонной циркуляции в скважине ниже интервала перфорации, так и с образованием конуса обводнения. Последнее с наибольшей вероятностью отмечается в скважинах с пластами, в которых геофизическими исследованиями не выделяются глинистые перемычки толщиной свыше 0,5 м и, в которых интервал перфорации удален от водонефтяного контакта менее 4 – 5 м. В этом случае изоляция имеющейся заколонной циркуляции с водонасыщенной частью пласта не может существенно изменить динамику обводнения скважин, так как необходимо изменить характер движения воды в призабойной зоне пласта. С этой целью рекомендуется создание «экранов-блокад» в призабойной зоне радиусом до 5 – 10 м путем закачки легкофильтрующихся составов с последующим их докреплением (при необходимости) цементным раствором. В силу гидродинамических особенностей фильтрации воды и нефти проведение таких обработок наиболее эффективно при нефтенасыщенной толщине пласта свыше 3 – 4 м. Выбор технологических схем и тампонажных материалов при ограничении притока подошвенной воды приведен в таблице 2.

При наличии глинистых перемычек ниже интервала перфорации толщиной 0,5 – 1,5 м следует предусмотреть частичное блокирование самого коллектора в обводненной части пласта в радиусе 1 – 3 м, что обусловливает при использовании цементных растворов закачку перед ними легкофильтрующихся составов, а при использовании только полимерных тампонажных составов объем их закачки увеличивается на 3 – 5 м³. Этим приемом повышается надежность изоляции заколонных перетоков, снижается нагрузка на маломощные глинистые перемычки и уменьшается вероятность конусообразования.