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

С последней порцией нефти в пласт были задавлены водные растворы радиоактивных веществ (изотопы циркония на скв. 54 и цинка па скв. 111). Повторным снятием кривой ГК изотопов на скв. 54 не обнаружили, а на скв. 111 выявили только некото­ рую аномалию в интервале 1661—1669 м.

Задавку вязкой жидкости в пласт произвели в интервале 1765—1773 м на скв. 54 и в интервале 1667—1672 м па скв. 111.

Данные по процессу задавки вязкой нефти в скважины пред­

После задавки пакер «сорвали», подняли из скважины и сдали скважину в эксплуатацию.

Состояние скважин после изоляционных работ

В габл. 13 и 14 представлены данные о режиме работы сква­ жин до и после изоляционных работ и сведения о динамике обвод­ нения скважин.

Скважина снова сдана в капитальный р(шонт

Проанализировав табл. 13 и 14, можно сделать следующие выводы.

По скв. 54:

82

а) режим работы глубинного насоса после изоляционных ра­ бот остался без изменения;

б) добыча нефти увеличилась в среднем на 10—20%; в) содержание воды снизилось в среднем на 25%;

г) продолжительность работы скважины при снижении со­ держания воды 6 месяцев.

По скв. 111:

а) режим работы глубинного насоса изменился, 57-.ч.м насос заменен 44-жл насосом;

б) несмотря на уменьшение диаметра насоса, добыча нефти

i) продолжительность работы скважины при снижении со­ держания воды 10 месяцев.

Скв. 617 обработана вязкой нефтью 2 раза. После первой об­ работки содержание воды снизилось на 40% и не повышалось более 2 месяцев; после второй обработки результатов не получили. Добыча нефти после двух обработок осталась без изменения.

Кроме этих скважин, тем же методом была обработана скв. 79 НПУ Октябрьскнефть. Однако во время изоляционных работ выяснили, что на этой скважине полностью разрушено цементное кольцо за колонной. Поэтому изоляционные работы здесь пред­ ставляют интерес только с точки зрения самого процесса задавки вязкой пефти в пласт.

Проведенные промышленные испытания подтвердили наличие естественных трещин в песчаниках девонских месторождений Башкирии, так как фильтрация в пласт вязких жидкостей (50— 1250 сст при 30° С) происходит при сравнительно невысоких давлениях (50—120 ат) и не сопровождается затуханием филь­ трации.

Во время этих испытаний заметили, что коэффициент приеми­ стости скважин не зависит от вязкости нагнетаемых в пласт жид­ костей в условиях их задавки в пласт.

Изменения коэффициентов приемистости скважин и перепада давлений на забое при задавке вязких жидкостей представлены на рис. 34, 35 и 36.

Кривая перепада давления при задавке вязких жидкостей

1. Коэффициент приемистости сравнительно мало изменяется во время задавки в пласт вязких однородных жидкостей. Для скв. 111 он изменился незначительно (1,16—1,35); для скв. 79 увеличился почти вдвое (с 0,37 до 0,72), а для скв. 617 уменьшился

(с 1,70 до 1).

2. Приведенный коэффициент приемистости меняется в за­ висимости от вязкости задавливаемой в пласт жидкости: с увели­ чением вязкости он повышается

Для скв. 111 и 79 значения коэффициента достигают макси­ мальной величины к концу задавки в пласт вязкой нефти,

адля скв. 617 — приблизительно в середине задавки.

3.Между К и Ki нет никакого соотношения, несмотря на то, что залавливаемые в пласт жидкости однородны.

Особенно это заметно по данным конца задавки на скв. 617, где количество задавливаемой жидкости в пласт в единицу вре­ мени остается фактически без изменения, в то время как вязкость

этой жидкости колеблется от 5,3 до 9,1 ст при 30° О.

4. Не существует также никакой закономерности между изме­ нениями АР и Кг.

Основываясь на том, что приемистость пласта должна быть в какой-то мере обратно пропорциональна вязкости задавливае­ мой в пласт жидкости, можно предположить, что эта приемистость

85

изменяется за счет более пли менее упругого расширения трещин пласта во время задавки в пласт жидкости, причем пропускная способность трещин делается больше производительности насоса агрегата в определенных условиях его работы.

ждается еще и тем фактом, что приемистость остается без изме­ нения даже после перерыва задавки в пласт вязкой жидкости в течение 24—36 час.

Промышленные испытания полностью подтвердили лабора­ торные исследования, а именно: а) фильтрация даже очень вязких углеводородных жидкостей через трещиноватый песчаник про­ ходит без затухания; б) эффект от изоляции и его продолжитель­ ность тем более велики, чем меньше ширина трещин.

Последний вывод можно сделать только на основании знания коэффициента приемистости, так как действительную ширину трещин, существующих в пласте, замерить прямым способом не­

вод в монолитных пластах методом задавки в пласт вязкой нефти может быть рекомендована для скважин, коэффициент приеми­ стости пласта которых сравнительно невелик (0,5—3,5). В итоге проведенных работ следует ожидать частичного снижения про­ центного содержания воды в добываемой жидкости (20—60%) и предохранения скважин от дальнейшего обводнения в течение 6—10 месяцев.

Изоляция подошвенных вод задавкой в трещины, образованные при гидроразрыве пласта, вязкой или девонской нефти

с последующей задавкой цемента на водной или углеводородной основе

Принцип изоляций

Принцип такой изоляции заключается в создании в трещинах, образованных при гпдроразрыве пласта, комбинированного во­ донепроницаемого экрана, состоящего из нефти или вязкой нефти (внешняя часть экрана) и цемента (внутренняя часть экрана).

86

После гидроразрыва пласта в трещины, поддерживаемые в от­ крытом состоянии песком, задавленным в пласт вместе с нефтью или вязкой нефтью, вводят цементный раствор па водной или углеводородной основе при сравнительно низких давлениях (120—130 ат). Интервал гидроразрыва пласта выбирают на уровне ВНК, отбитого методом радиокаротажа или определенного по кривым обводнения скважин, каротажной диаграмме, степени обводнения соседних скважин и т. д.

Выбор скважин

Рекомендуемый метод можно применять в основном на сква­ жинах, продуктивный пласт которых представлен монолитным песчаником, а также и в литологически неоднородных пластах. Однако глинистые или алевролитовые разделы последних не мо­ гут быть использованы при капитальном ремонте как естественные водонепроницаемые экраны, если уровень зеркала воды в пласте поднялся выше естественного раздела или находится ниже, но слишком далеко от него. В этом случае использование естествен­ ного раздела как водонепроницаемого экрана повлечет за собой значительное сокращение добычи нефти и невозможность извле­ чения данной скважиной нефти, оставленной под естественным разделом.

На основании многочисленных промышленных испытаний изоляции подошвенных вод можно рекомендовать сдачу скважин в капитальный ремонт при 20—30%-ном содержании воды в добы­ ваемой жидкости.

Однако при сдаче скважины в капитальный ремонт для изоля­ ции подошвенных вод необходимо учитывать литологические осо­

тационных рядах и не находящихся в зоне перетока или в струк­ турных заходах, целесообразно проводить изоляционные работы при обводнении не более 10—20%, в скважинах внешнего ряда — при 20—30% и более в зависимости от количества добываемой нефти, темпа обводнения, способа эксплуатации и т. д. Напри­ мер, при высоком пластовом давлении, медленном темпе обводне­ ния и сравнительно небольшом отборе нефти из пласта изоляцион­ ные работы можно проводить при обводнении 40—50%. Напро­ тив, при быстром темпе обводнения и большом отборе нефти из пласта следует сдавать в капитальный ремонт скважины внешнего ряда уже при 15—20% обводнения.

Технология проведения изоляционных работ

87

2.Исследуют скважину для определения искусственного за­ боя, статического уровня, водораздела, пластового давления. Отбирают пробу воды с забоя для анализа.

3.Отбивают ВНК методом РК со снятием кривых ГК и НГК

Кривая ГК служит также для последующей фиксации дей­ ствительного местоположения трещин, образованных в процессе гпдроразрыва пласта, и, следовательно, должна охватывать часть пласта, намеченную для проведения гпдроразрыва. Если эта часть не может быть охвачена ввиду слишком низкого уровня, наме­ ченного для гпдроразрыва, то следует перед снятием контроль­ ной кривой ГК разбуривать цементный стакан на 4—5 м ниже предполагаемого интервала гпдроразрыва, если это не грозит прорывом нижних вод.

Знание ВПК необходимо для установления интервала со­ здания водонепроницаемого экрана. ВНК может быть опре­ делен:

а) в соответствии с динамикой обводнения данной скважины

иее окружающих; в этом случае интервал гидроразрыва следует выбирать на 0,5—1,0 м ниже ВНК, чтобы срезать водонепрони­ цаемым экраном конус обводнения;

б) не в соответствии с динамикой обводнения данной скважины

иее окружающих по данным каротажной диаграммы и т. д. (РК показывает пласт полностью обводненным, хотя скважина дает достаточное количество нефти); в этом случае интервал гидрораз­ рыва следует выбирать, основываясь иа процентном содержании воды в добываемой жидкости, по характеристике пласта на рас­ четном ВНК и т. д.

в) по данным РК, как и по динамике обводнения пласт пол­

ностью обводнен, хотя по расположению скважины или по количе­ ству отобранной из пласта нефти можно предположить, что пласт содержит еще нефть; в этом случае интервал гидроразрыва следует выбирать на 2—3 м ниже кровли пласта.

Необходимо отметить, что при выборе интервала гидроразрыва необходимо учитывать также расположение скважин на струк­ туре, наличие перетоков, структурный заход и т. д.

4. Простреливают колонну кумулятивной перфорацией (60— 120 выстрелов) в интервале пласта мощностью 1 м, намеченном для проведения гпдроразрыва.

5.Спускают пакер с якорем на 3—10 м выше кровли пласта, вытесняют девонской нефтью воду из заливочных 3" насоснокомпрессорных труб и с забоя скважины, чтобы после посадки пакера уровень нефти в затрубном пространстве поднялся на 100— 150 м выше него.

6.Опрессовывают пакер девонской нефтью одним агрегатом ЦА-300 при давлении 100 ат и определяют коэффициент приеми­ стости скважины при этом давлении.

7.Производят гидроразрыв пласта девонской нефтью одним агрегатом ЦА-300 или АН-500 и замеряют коэффициент при-

88

диоактивного песка осталась в пласте), снимают кривую ГК для определения фактического интервала проникновения радиоактив­ ного песка в пласт. При этом возможны три случая.

а) Гпдроразрыв произошел в намеченном интервале. Забой­ ную заливку проводят цементом па водной пли углеводородной основе под давлением со срезкой цемента на 0,5—1,0 м выше кровли интервала гидроразрыва. В пласт задавливают макси­ мально возможное количество цементного раствора (3—5 ж3). При задавке необходимо применять только 3" насосно-компрес­ сорные трубы. От бурильных труб следует отказаться из-за их малого проходного сечения, вследствие чего значительно повы­ шается давление при цементировании.

После ОЗЦ цемент разбуривают на 0,5 м выше интервала гидроразрыва.

Перфорируют пефтенасыщенную часть пласта из расчета 30 выстрелов кумулятивной перфорации на 1 л мощности пласта и скважину пускают в эксплуатацию при прежнем режиме отбора жидкости.

б) Гидроразрыв произошел в нефтенасыщенной части пласта выше намеченного интервала. Производят цементную забойную заливку под давлением с предварительной срезкой цемента на уровне ВНК. Срезка необходима для избежания попадания це­ мента в трещины, образованные гидроразрывом в нефтенасыщен­ ной части пласта. Количество цемента для такой заливки вычис­ ляют из объема обсадной колонны от забоя до уровня интервала гидроразрыва.

После заливки перфорируют нефтенасыщенную часть пласта из расчета 30 выстрелов ПК-103 на 1 ж мощности пласта.

в) Гпдроразрыв произошел в водонасыщенной части пласта ниже намеченного интервала. Производят цементную забойную заливку под давлением для закрытия всего интервала перфора­ ции. После ОЗЦ цементный стакан разбуривают на 3—5 ж ниже намеченного интервала пласта для гидроразрыва и вновь прово­ дят гпдроразрыв в этом интервале.

При получении трещин в намеченном интервале работы про­ водят по технологической схеме первого случая.

Промышленные испытания

Промышленные испытания этого метода в 1955—1957 гг. были проведены на 30 скважинах различных девонских месторо­ ждений Башкирии и Татарии.

Анализ таблицы показывает, что на 87% скважин, обрабо­ танных этим методом, получены положительные результаты, вы­ разившиеся в сохранении пли увеличении добычи нефти и в сни­ жении процентного содержания воды в добываемой жидкости.

50