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

ВНК методом РК был отбит на восьми скважинах. На скв. 771, 735, 1279 и 1180 местоположения ВНК не определили. На скв. 1305, 1109 и 111 ВНК явно завышен, а на скв. 579 РК по­ казал пласт полностью нефтеносным, хотя скважина до и после капитального ремонта дает смесь нефти с водой.

Изоляционные работы на скв. 1305, 1109, 640, 1180 и 1279 проводили для исправления некачественного цементирования. На скв. 1180 и 1279 негерметичность цементного кольца за ко­ лонной установлена закачкой в пласт водного раствора изотопов,

На скв. 771 и 1109 цементный раствор задавливали в пласт с изотопами, чтобы определить интервал, в который этот раствор проник после гидроразрыва пласта. Кривая ГК показала, что гидроразрыв пласта произошел почти в намеченном интервале.

Добыча нефти и воды до и после капитальных ремонтов пред­ ставлена в табл. 48.

Скв. 735 сдали в повторный капитальный ремонт через 1 месяц эксплуатации, а скв. 1180 — через 3 месяца эксплуатации вследствие их обводнения.

Таким образом, после капитального ремонта к первой кате­ гории могут быть отнесены скв. 1305, 1109, 640, 1279, 111. Необ­ ходимо отметить, что при капитальном ремонте скв. 111 был использован глинистый раздел пласта как водоизолирующий экран.

нефти снизилось на 7%, а воды на 63,8%. После года эксплуата­ ции процентное содержание воды в добываемой жидкости до­ стигло почти того же уровня, что и до проведения изоляционных

при исправлении некачественного цементирования и изоляции подошвенных вод в литологически неоднородном пласте при условии использования естественного раздела пласта как водо­ непроницаемого экрана.

Этот метод не может быть применен для изоляции подошвен­ ных вод. в монолитных пластах, так как количество задавливаемого в пласт цементного раствора недостаточно для образо­ вания экрана большого диаметра.

153;

* Скв. 1180 и 735 при подсчете разницы исключены.

ИЗОЛЯЦИЯ ПОДОШВЕННЫХ ВОД ЗАДАВКОЙ ЦЕМЕНТА НА УГЛЕВОДОРОДНОЙ ОСНОВЕ В ТРЕЩИНЫ, ОБРАЗОВАННЫЕ ПРИ

ГИДРОРАЗРЫВЕ ПЛАСТА

По этому методу было обработано 10 скважин (скв. 66, 86, 146, 147 и 156 НПУ Октябрьскнсфть и скв. 408, 542, 546, 797

водородной основе, задавленного в трещины пласта, не превы­ шает 7,5 м3. На некоторых же скважинах (при максимально возможном давлении 300 ат) удалось задавить в пласт не более 0,5—1,0 м3 раствора (задавку проводили агрегатом ЦА-300). Задавка сравнительно небольших количеств цементного рас­ твора в пласт является следствием отфильтровывания угле­ водородной жидкости в трещинах пласта и уплотнения цемент­ ных частиц, препятствующих дальнейшему проникновению рас­ твора в трещины.

Уровень нижних эксплуатационных отверстий на всех сква­ жинах после капитального ремонта был повышен на 1—8 л, вскрытая мощность пласта сокращена на 21,2—75%. Несмотря на значительное сокращение вскрытой мощности пласта, общая добыча нефти по всем скважинам практически осталась без изменения.

ВНК методом РК был отбит на пяти скважинах. На скв. 797 и 962 его установили в соответствии с ВНК, определенным на основании динамики обводнения соседних скважин, продвижения контура нефтеносности и анализа каротажных диаграмм. На скв. 546 ВНК не установили, а на скв. 542 и 146 он был значи­ тельно завышен.

Скв. 797 и 86 обводнялись до капитального ремонта вслед­ ствие некачественного цементирования. На скв. 797 цементное Кольцо за колонной было почти полностью разрушено торпедной перфорацией (ТПК-32), и эта скважина, дававшая 140 т/сутки безводной нефти в течение 2—3 недель, полностью обводнилась, как только подошвенная вода подошла к разрушенной части цементного кольца. Скв. 86 давала воду с первых дней эксплуа­ тации, хотя уровень нижних эксплуатационных отверстий находился значительно выше верхнего уровня переходной зоны

методом цементный стакан необходимо оставлять в скважине выше уровня интервала гидроразрыва пласта.

155

почти полностью изолировали подошвенную воду. Следует от­ метить, что это единственная скважина, в которой искусствен­ ный забой при цементировании цементом на углеводородной основе был оставлен ниже интервала гидроразрыва пласта. Вероятно, цемент на углеводородной основе был вымыт с забоя скважины при срезке цемента и вода поступала в скважину в интервале, расположенном ниже уровня гидроразрыва пласта.

Дебиты нефти и воды по скважинам приведены в табл. 51. Скв. 66 сдали в повторный ремонт через 4 месяца эксплуа­

тации, а скв. 147 через 6 месяцев.

Интересно отметить, что через год работы скв. 86 перешла из второй в первую категорию, очевидно, благодаря увеличению пластового давления, являющегося следствием законтурного заводнения.

Скв. 146 перешла в четвертую категорию через 6 месяцев работы, а скв. 962 через 7 месяцев.

Общая добыча нефти после капитальных ремонтов через 3 месяца осталась почти без изменения, но уже через год работы

3 месяца работы снизилось почти наполовину (27% вместо 49), но уже через год оно достигло приблизительно своего прежнего уровня (43%).

Анализируемый метод дает положительные результаты для изоляции подошвенных вод в скважинах, обводняющихся вслед­ ствие негерметичности цементного кольца за колонной, но он

157

Итого 144,2 141,5 —2,7 - 1,9 85,1 —28,6 * —25,1 137,4 52,3 —85,1 —61,9 66,8 —55,7 * —45,4

* Скв. 66 и 147 при подсчете разницы исключены.

не пригоден для изоляции подошвенных вод в скважинах, про­ буренных в монолитном песчанике. Очевидно, образованный экран не имеет большого диаметра и, следовательно, не в состоя­

на водной или углеводородной основе равноценны для исправ­ ления некачественного цементирования и не пригодны для изоля­ ции подошвенных вод при обводнении скважин, пробуренных

вмонолитных пластах.

Проведение же капитальных ремонтов с применением цемента на углеводородной основе является дорогой и сложной операцией, поэтому этот метод не нашел широкого применения на промыслах Башкирии и Татарии.

ИЗОЛЯЦИЯ ПОДОШВЕННЫХ ВОД ЗАДАВКОЙ В ТРЕЩИНЫ, ОБРАЗОВАННЫЕ ПРИ ГИДРОРАЗРЫВЕ ПЛАСТА, ВЯЗКОЙ ИЛИ ДЕВОНСКОЙ НЕФТИ С ПОСЛЕДУЮЩЕЙ ЗАДАВКОЙ ЦЕМЕНТА НА ВОДНОЙ ИЛИ УГЛЕВОДОРОДНОЙ ОСНОВЕ

Этим методом было обработано на 1 ноября 1957 г. 25 скважин: 18 в НПУ Туймазанефть (скв. 12, 78, 80, 132, 133, 153, 306, 313. 315, 428, 496, 524, 567, 576, 654, 668, 735 и 1176); три в НПУ Ок-

В табл. 52 представлены данные об обработке скважин.

На 21 скважине из 25 была задавлена вязкая нефть. На скв. 567 вязкую нефть не применяли ввиду малой проницаемости пласта, а на скв. 576, 654 и 668 — из-за отсутствия на промыслах мазута, необходимого для ее получения.

На скв. 735 цементный раствор задавливали в пласт сразу же после вязкой нефти. Задавка незначительного количества це­ ментного раствора в скв. 78, 80, 133 и 428 объясняется тем, что на этих скважинах предполагалась обычная цементная забойная заливка. На скв. 1176 умышленно провели обычную цементную забойную заливку с предварительной срезкой цемента во избе­ жание попадания цемента в верхний нефтенасыщенный про­ пласток, в котором образовались трещины при гидроразрыве пласта. На скв. 567, 270 и 735 пласт принял лишь незначительное количество цементного раствора (370—400 л).

На скв. 428 (обработанной первой) удалось задавить в пласт только 3,2 м3 вязкой нефти, так как пакер перестал быть гер­ метичным.

В табл. 53 показаны данные об изменении конструкции забоя скважин во время капитальных ремонтов.

159

На всех скважинах, за исключением скв. 428 и 654, искус­ ственный забой и уровень нижних эксплуатационных отверстий были значительно повышены. На скв. 1176 и 184 уровень нижних эксплуатационных отверстий был оставлен без изменения.

На 17 скважинах вскрытая мощность пласта была сокращена (на 10—74%), однако дебит нефти остался без изменения или зна­ чительно увеличился. На четырех скважинах вскрытая мощность пласта осталась без изменения, причем на трех из них дебит нефти увеличился и только на одной снизился (скв. 496). На остальных четырех скважинах вскрытая мощность пласта была значительно увеличена: на скв. 7, 13 и 524 благодаря вскры­ тию вышележащей малопроницаемой части пласта, а на скв. 654 в результате вскрытия нижней, более проницаемой его части.

160

Необходимо отметить, что скв. 428, эксплуатирующуюся с пласта Дп и дававшую чистую воду, перед капитальным ремонтом

перевели на пласт Д-j, но по решению НПУ Туймазанефть снова воз­ вратили на пласт Д , чем и объясняется понижение уровня искус­

ственного забоя и нижних эксплуатационных отверстий.

ВНК методом РК определяли на 18 скважинах: на трех пз них ВНК отбить не удалось (скв. 306, 12 и 187); на четырех он

скв. 7, 184, 306, 313 и 1176 проводили изоляцию подошвенных вод. На четырех из них негерметичность цементного кольца за колонной установили на основании появления воды с первого дня эксплуатации при расположении нижних эксплуатационных

[того 339,3 506,5 +173,2 +51,0 56.7 445,1 25,9 177,0 —268,1 —60,2

отверстий на несколько метров выше верхней границы переход­ ной зоны вода — нефть, отбитой БЕЗ. На скв. 306 некачествен­ ное цементирование определили задавкой в пласт изотопов в вод­

трещины образовались в намеченном интервале и па остальных скважинах они образовались как в намеченном интервале, так выше или ниже его (скв. 12, 153, 567, 187 и 1176).

Показатели дебитов нефти и воды по всем скважинам через 3 месяца работы после ремонта приведены в табл. 54.

162