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

Зозуля Г.П., Клещенко И.И., Гейхман М.Г., Чабаев Л.У.Теория и практика выбора технологий и материалов для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах: Учебное пособие. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2002. - 138 с:
В учебном пособии рассматриваются актуальные задачи и методики выбора технологий и материалов для ремонтно-изоляцианных работ в нефтяных и газовых скважинах, приводятся геолого-геофизическая характеристика и модели насыщенности нефтяных и нефтегазовых залежей, что позволяет на основе геолого-промыслового материала обосновать необходимость правильного выбора метода водо-газоизоляционных работ. Приведен анализ существующих методов ограничения и ликвидации водогазопритоков в нефтяные скважины, рассмотрены изолирующие материалы и композиции, а также наиболее эффективные технологии их применения. На основании детального рассмотрения видов водопритоков предлагается методика выбора технологий и тампонажных материалов при водоизоляционных работах, в том числе при наращивании цементного кольца за обсадной колонной, при решении задач по восстановлению герметичности обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах и т.д. Предназначено для студентов направления «Нефтегазовое дело», специализирующихся по капитальному ремонту скважин, а также будет полезно инженерно-техническим работникам и научным сотрудникам, занятым бурением, разработкой и эксплуатацией нефтяных и газовых месторождений. Илл. 6, табл. 19, библ.8 назв.
Рецензенты: А.П. Телков, д-р техн. наук, профессор; И.И. Белей, канд. техн. наук.
ISBN 5 - -884 ? Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет», 2002
СОДЕРЖАНИЕ
Введение …...……………………………………………………… 6 1 Обоснование и выбор модели насыщенности нефтегазовых залежей и методов водогазоизоляционных работ ………….. 7 1.1. Геолого-геофизическая характеристика и обоснование модели насыщенности нефтяных залежей ………………………………. 7 1.2. Геолого-промысловое обоснование и анализ методов водогазоизоляционных работ …………………………………………... 15 1.2.1. Анализ и состояние впроса и задачи водогазоизоляционных работ ………………………………………………………………. 15 1.2.2 Анализ причин обводнения нефтяных скважин ……………….. 17 1.2.3. Анализ причин поступления газа в нефтяные скважины ……... 19 1.2.4. Выбор и первичное обоснование методов ограничения водогазопритоков в нефтяные скважины ………………………. 20 2 Обоснование выбора технологий и материалов для производства ремонтно-изоляционных работ в скважинах ……... 27 2.1. Краткий обзор и анализ существующих методов ограничения водогазопритоков в нефтяные скважины ………………………. 27 2.1.1. Характеристика существующих растворов и материалов, применяемых при водоизоляционных работах …………………….. 28 2.1.2. Характеристика растворов и материалов, применяемых при газоизоляционных работах ……………………………………… 38 2.1.3. Основные требования к водоизолирующим композициям и направления совершенствования водоизоляционных работ … 39 2.2. Материалы и композиции для водогазоизоляционных работ в скважинах ………………………………………………………… 42 2.2.1. Водоизолирующие составы на основе модификаторов, этилсиликатов и гидрофобной кремнийорганической жидкости …. 42 2.2.2. Водоизоляционная композиция на основе этилсиликатов, синтетической виноградной кислоты и хлорида кальция …………. 43 2.2.3. Водоизоляционный состав на основе этилсиликатов и гидразина (гидроксиламина) солянокислых ………………………….. 45 2.2.4 Водоизолирующая композиция для временного ограничения водопритоков на основе тяжелой смолы пиролиза ……………. 45 2.2.5 Водоизолирующая композиция на основе таллового масла ….. 46 2.2.6 Водоизолирующий состав на основе отходов тетракарбоновых кислот ……………………………………………………………... 47 2.2.7 Водоизоляционный состав на основе унифлока ……………….. 47 2.2.8. Водоизоляционный состав на основе жидкого стекла ………… 47 2.2.9. Составы для водогазоизоляционных работ на основе поливинилового спирта ………………………………………………….. 48 2.2.10. Водогазоизолирующая композиция на основе кремнийорганических соединений и полимеров ………………………………... 50 2.2.11. Водоизолирующая композиция на основе полимера ВПК-402 . 52 2.2.12 Водогазоизолирующие гелеобразующие составы на основе кислоторастворимых алюмосиликатов ………………………… 53 2.2.13 Водоизолирующий состав на основе биополимера …………... 54 2.3. Анализ и обоснование выбора технологий ограничения водогазопритоков в скважины ………………………………….…….. 54 2.3.1. Ликвидация водопроявлений гидрофобизацией порового пространства коллектора …………………………………………….. 55 2.3.2. Установка непроницаемого экрана в зоне водонефтяного контакта до начала испытания ………………………………………. 56 2.3.3. Изоляция пластовых вод в скважинах, вскрывших водо- и нефтенасыщенные пласты, оборудованных общим фильтром при отсутствии конусообразования …………………………….. 62 2.3.4. Ликвидация конуса подошвенных вод …………………………. 63 2.3.5. Ликвидация межпластовых перетоков после вскрытия продуктивного пласта перфорацией ……………………………………. 64 2.3.6. Ликвидация негерметичности эксплуатационных колонн ……. 64 2.3.7. Установка непроницаемого газоизоляционного экрана ………. 67 3 Практика выбора технологий и применения ремонтно-изоляционных композиций в скважинах ……………………. 71 3.1. Виды водопритоков, порядок выбора технологии ремонтно-изоляционных работ и тампонажных материалов ……………... 71 3.2. Выбор технологии и тампонажных материалов при водоизоляционных работах ……….....…………………………………… 74 3.2.1. Ликвидация заколонных перетоков флюидов к интервалу перфорации из ниже- или вышезалегающих пластов (нижние, верхние и подошвенные воды) ………………………………….. 74 3.2.2. Изоляция (отключение) обводненных перфорированных пластов (в том числе при переходе «вниз» или «вверх») …………. 76 3.2.3. Изоляция водопритоков в перфорированном интервале продуктивного пласта (нагнетаемые и контурные воды) …………. 83 3.3. Выбор тампонажного материала при наращивании цементного кольца за обсадной колонной ……………………………………. 88 3.4. Выбор технологий и тампонажных материалов для восстановления герметичности колонн ………………………………….... 90 3.4.1. Изоляция негерметичных соединительных узлов эксплуатационных колонн ………………………………………………….. 90 3.4.2. Изоляция сквозных дефектов в эксплуатационных колоннах ... 97 Приложения……………………………………………………….. 102 Приложение 1 – Классификация тампонажных материалов ….. 103 Приложение 2 – Тампонажные составы на минеральной основе с добавками органоэросилов, полимеров, латекса и асбеста. Технология применения и последовательность выбора типа РИР ………………………………………………………………... 107 Приложение 3 – Гелеобразующие тампонажные составы …….. 115 Приложение 4 – Кремнийорганический водоизолирующий реагент продукт 119-204, технология применения …………….. 119 Приложение 5 – Тампонирующие составы на основе полимеров, осадкообразующих и других веществ ……………………... 124 Приложение 6 – Сведения о минеральных тампонажных материалах ……………………………………………………………... 127 Литература ………………………………………………………... 137
ВВЕДЕНИЕ
Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция является крупнейшим нефтегазодобывающим регионом России, основой минерально-сырьевой базой страны. Несмотря на снижение в последние годы темпов и качества подготовки промышленных запасов углеводородов и объемов нефтедобычи, что связано в первую очередь с экономическими трудностями и недостаточной технической оснащенностью нефтегазодобывающих предприятий и компаний, Западная Сибирь по-прежнему остается ведущим регионом по добыче нефти, газа и газового конденсата. Обеспечение возрастающих масштабов производства потребует увеличения затрат и средств на разведку месторождений, применения рациональных систем разработки и способов добычи нефти и газа, совершенствования технологий буровых работ, широкого внедрения более совершенных методов воздействия на прискважинную зону пластов для повышения продуктивности скважин и увеличения промышленных притоков нефти и газа. В комплекс мероприятий, повышающих продуктивность и производительность нефтяных и газовых скважин, неотъемлемой частью входит ограничение притока пластовых вод и прорыва газа из газовой шапки. В Западной Сибири в последние годы открываются глубокозалегающие низкоамплитудные, сложнопостроенные залежи нефти, приуроченные к переходным водонефтяным зонам, залежи с газовой шапкой, содержащие трудноизвлекаемые запасы нефти. Большинство нефтяных залежей подстилаются частично или полностью подошвенными водами либо оконтуриваются краевыми водами. В процессе освоения и опытно-промышленных работ, особенно при эксплуатации скважин, в результате активного продвижения границ раздела получают, как правило, двухфазные притоки с опережающим движением воды или газа. При разработке таких месторождений возникают весьма сложные задачи, а рациональная их эксплуатация невозможна без знания геолого-промысловых особенностей и закономерностей обводнения и загазовывания нефтяных залежей и скважин. Недостаточное научное обоснование подходов к воздействию на прискважинную зону нефтеводонасыщенных пластов, интервалы залежей с различным нефтенасыщением, залежи с подошвенной водой, краевыми водами или нефтяные залежи с газовой шапкой с целью ограничения водогазопритоков снижают эффективность подготовки извлекаемых запасов нефти промышленных категорий и добычи нефти и газа. С этих позиций увеличение продуктивности скважин и получение безводных промышленных притоков углеводородов является актуальной проблемой, решение которой отразится на повышении эффективности подготовки извлекаемых запасов нефти и газа промышленных категорий, степени использования сырьевых ресурсов и увеличения в целом экономического потенциала Западно-Сибирского региона.
1. ОБОСНОВАНИЕ И ВЫБОР МОДЕЛИ НАСЫЩЕННОСТИ НЕФТЕГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ И МЕТОДОВ ВОДОГАЗОИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ
1.1. Геолого-геофизическая характеристика и обоснование модели насыщенности нефтяных залежей
К настоящему времени на территории Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (ЗСНГП) открыто около 600 месторождений жидких и газообразных углеводородов, в том числе 15 уникальных и более 200 крупных и средних. Значения рабочих дебитов нефти изменяются от единиц м3/сут. до 100 м3/сут. и более, а газа - от 20 тыс. н.м3/сут. до 1000 тыс. н.м3/сут. и более. Как правило, месторождения углеводородов, приуроченные к меловым отложениям, являются многопластовыми. В продуктивных песчано-глинистых отложениях развит преимущественно поровый тип коллекторов, литолого-петрофизические характеристики и фильтрационно-емкостные свойства которых достаточно хорошо изучены [1,2,3]. В большинстве случаев в меловых отложениях выявлены структурные залежи с обширными переходными зонами и зонами недонасыщения, содержащими в себе значительные запасы нефти. Так, в зонах недонасыщения залежей, приуроченных к меловым отложениям Среднеобской нефтегазоносной области, содержится более 12% начальных потенциальных ресурсов нефти Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (без баженовского нефтегазоносного комплекса), что является одним из критериев постановки работ по изысканию методов ограничения водопритоков с целью получения безводных промышленных притоков нефти из этих зон. Известно, что в природных породах-коллекторах присутствует прочносвязанная (адсорбированная), рыхлосвязанная (вода диффузных слоев) и свободная вода. Такое деление справедливо для артезианских бассейнов при наличии в пласте однородной жидкости - пластовой воды. В нефтяных и газонефтяных залежах распределение воды по их высоте является более сложным. В природе не существует четких границ между пластовыми флюидами, поэтому свободный газ, подвижная в обычном понимании нефть и свободная вода разделяются в залежах по гравитационно-капиллярному принципу. С учетом этого изменение водонасыщенности пород по высоте залежей нефти и газа реально следующее: водонасыщенность закономерно возрастает по мере приближения к полностью водонасыщенным породам (к «зеркалу свободной воды») (рис.1.1). Однако, чем выше контраст порометрических характеристик контактирующих слоев в залежи и выше неоднородность (расчлененность) ее строения, тем сложнее характер изменения остаточной водонасыщенности по высоте залежи. Характер распределения водонасыщенности по высоте реальной залежи уточняется путем построения графика изменения величины Кв или Кнг в зависимости от абсолютной глубины залегания пластов (или удаления по вертикали пласта от отметки ВНК) по всем скважинам месторождения. Высота каждой зоны зависит от геологических особенностей строения и условий формирования залежи и коллекторских свойств пород. На отдельных месторождениях Западной Сибири высота предельно насыщенной зоны значительно меньше высоты недонасыщенной и переходной зон, а суммарная высота последних составляет 10-40 м и больше, на которые может приходиться более 70% объема залежи нефти. Подвижность флюидов и характер отдачи пластов при испытании по высоте залежи определяются многими факторами: свойствами пород и самих флюидов, соотношением объемов смачивающего (вода) и несмачивающего (нефть, газ) компонентов и др. В однородном коллекторе подвижность пластовых флюидов и состав притока при испытании оцениваются по кривым относительных проницаемостей и по величине относительных проницаемостей для воды (Кпр.в.) и нефти (газа) (Кпр.нг.) и содержания воды в нефтяной залежи выделяется четыре зоны: - предельного насыщения, где Кв ? Кв.св.; - недонасыщенная, где Кв.св< Кв < КIв; - переходная, где КIв< Кв< КIIв; - остаточной нефтенасыщенности, где КIIв < Кв < 1 (см. рис.1.1). В зоне недонасыщения, наряду с подвижными углеводородами и связанной водой, находится некоторое количество свободной пластовой воды, содержание которой возрастает от Кв.св до КIв. Высота этой зоны может быть различной в зависимости от строения и условий формирования залежей. В чистых (неглинистых) однородных коллекторах высота этой зоны в 2 - 3 раза меньше, чем в глинистых и слоистых. В последних она может достигать толщины 30 - 50 м. Относительная проницаемость для воды в пределах всей зоны равна нулю, и при соблюдении правильной технологии отбора из этой зоны получают чистые притоки нефти. При нарушении технологии эксплуатации из этой зоны можно получить продукцию с небольшим содержанием воды за счет отрыва движущимся потоком углеводородов. Нижняя граница недонасыщенной зоны принимается в качестве водонефтяного контакта. Например, продуктивным горизонтам группы АВ Самотлорского месторождения свойственны значительная литологическая неоднородность, расчлененность и прерывистость. Пласты песчаников и алевролитов имеют повышенное содержание связанной воды. В результате в приконтурных участках образуются обширные, толщиной до 30 м зоны недонасыщенности коллекторов. Поэтому даже в начальный период эксплуатации скважин, в которых пласт перфорирован на расстоянии 10-20 м от уровня ВНК, они содержат в составе добываемой жидкости воду (пласты АВ4-5, АВ6-7). В пределах каждой залежи максимальная гипсометрическая отметка, на которой относительная проницаемость для воды равна нулю, колеблется вследствие изменения коллекторских свойств породы и строения залежи. Если в районе ВНК порометрические характеристики пород по площади залежи существенно различаются, то абсолютные отметки ВНК, где (Кв = КIв), будут также изменяться, и это является одной из причин существования негоризонтальных контактов. Высота недонасыщенной зоны обычно оценивается по графику изменения величины Кн от удаления (по вертикали) пласта от отметки ВНК (?Н). На рис. 1.2 приведена схема распределения различных по нефтенасыщенности зон по высоте нефтяной залежи, в соответствии с которой по направлению «снизу – вверх» выделяются: 1 - водонасыщенная зона; 2 - зона с остаточной нефтью, в подошве которой содержание остаточной нефти ?н = 0, а в кровле - фазовая проницаемость по нефти Кпр.н.= 0. Эта зона завершает нефтяную залежь. В ней на самых низких гипсометрических отметках залегает полностью водонасыщенные породы Кв =1, где Рк = 0. Выше этой отметки породы содержат свободную воду и остаточную (неподвижную) нефть. В этой зоне относительная проницаемость для нефти всегда равна нулю, а водонасыщенность больше КIIв. Высота ее на различных месторождениях может изменяться от нескольких метров до 10-50 м. Остаточная нефтенасыщенность такой зоны может быть самой различной. В чистых коллекторах она выше, чем в глинистых, и в общем случае возрастает по направлению к поверхности земли от «зеркала воды». Приток из этой зоны при испытании скважин (без дополнительного воздействия на пласт методами стимулирования притоков нефти) осуществляется за счет свободной воды; 3 - зона совместных притоков пластовой воды и нефти, или так называемая переходная зона. В подошве этой зоны фазовая проницаемость по нефти Кпр.н. = 0, а содержание остаточной нефти соответствует ее максимальному значению. В кровле такой зоны фазовая проницаемость по воде Кпр.в. = 0, а свободная вода выше этой зоны целиком переходит в связанную. При испытании здесь получают притоки за счет свободной воды и подвижной нефти, по соотношению которых расчетным путем эту зону можно разделить на эквивалентные водо- и нефтенасыщенные толщины. Толщина переходной зоны даже в пределах одной залежи находится в сложной зависимости от свойств пород, пластовых флюидов и строения коллекторов. В общем случае она обратно пропорциональна проницаемос- ти и однородности пород в этой зоне. Чем ниже проницаемость пород, тем выше значение критической водонасыщенности и больше толщина переходной зоны. Этими причинами можно объяснить случаи, когда отметки ВНК в различных скважинах залежи изменялись на 10 м и более при горизонтальном положении уровня для зеркала воды. При наличии в переходной зоне непроницаемых или слабопроницаемых пропластков ее высота увеличивается на размеры, превышающие суммарную толщину таких пропластков. Чем выше неоднородность (слоистость) пород, тем большую толщину имеет переходная зона. Многие нефтяные и нефтегазовые залежи месторождений Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции имеют большие зоны недонасыщения и переходные зоны с повышенным содержанием остаточной воды. Такие обширные водонефтяные зоны имеются на Федоровском, Самотлорском, Варьеганском, Лянторском, Суторминском и других месторождениях. Переходные зоны нефтяных залежей обязательно участвуют в разработке. По мере выработки залежи происходит снижение нефтенасыщенности пород в переходной зоне вплоть до значения КIIв [1]. При значительной толщине переходной зоны на больших месторождениях целесообразно выделять ее в самостоятельный объект подсчета, для чего необходимо определять значения hэф, Кн., коэффициенты нефтеотдачи и категорийность запасов; 4 - зона недонасыщения порового объема коллектора нефтью. На нижней границе зоны фазовая проницаемость по воде Кв=0, тогда как на верхней нефтенасыщенность достигает своего максимального значения. Водонасыщенность коллектора по толщине зоны «снизу – вверх» убывает за счет снижения доли диффузных слоев при создании на пласт градиента давления. При вскрытии пласта бурением с промывкой глинистыми растворами формируются заметные зоны проникновения. Происходит это, по-видимому, за счет хорошей подвижности диффузных слоев связанной воды при ее вытеснении фильтратом бурового раствора; 5- зона предельного нефтенасыщения. Для нее характерно максимальное и примерно одинаковое по высоте для равнопроницаемых коллекторов нефтенасыщение. При вскрытии этой зоны бурением с промывкой глинистыми растворами формируются незначительные по радиусу зоны проникновения. Видимо, так же, как на отдельных участках сплошная до этого пленка прочно связанной воды (абсорбированной) разорвана нефтью, поверхность породы в определенной степени приобретает гидрофобные свойства. При испытании такой зоны, как правило, получают безводную нефть. Исходя из вышеизложенного производится изучение фактического распределения нефтенасыщенности по высоте нефтяной залежи. Для этого используется известное положение о том, что водонасыщенность есть функция удельного электрического сопротивления пласта. В пределах нефтяной залежи условно выделяют типы коллекторов сс следующими относительными амплитудами кривой естественной поляризации пород: ?пс = 0,46; 0,46 - 0,76 и 0,76 - 1,0. Далее производят построение графиков в координатах удельное электрическое сопротивление пласта ?п - превышение над установленной отметкой ВНК. Причем вблизи ВНК значения ?п соотносятся для водонасыщенных пластов с их кровлей, для нефтенасыщенных - с подошвой, во всех остальных случаях берется превышение над ВНК середины интервала пласта. Подобная корректировка на плоскость ВНК (как на репер) диктуется необходимостью исключить влияние на проводимые исследования наклонных контактов, достигающих расхождений в 10 - 15 м и более при больших по площади размерах залежи. Затем методом статистического дифференцирования кривая ?п = f(Н) для нефтяной залежи разделяется на отдельные самостоятельные зоны (рис.1.3): а - водонасыщенная зона с нулевым градиентом d?п/dН; б - зона с остаточной нефтью по увеличению градиента d?п/dН вверх по разрезу; в - недонасыщенная зона по спаду градиента d?п/dН вверх по разрезу; г - зона предельного нефтенасыщения по практической стабилизации градиента d?п/dН. Зона недонасыщения делится на две подзоны: в1 и в2. Из двух выделенных большой интерес представляет подзона «вI». Она выделяется на многих залежах нефти в меловых отложениях Нижневартовского, Сургутского и Красноленинского (викуловская свита) нефтегазоносных районов (рис. 1.3). Используя данные о зональном строении нефтяной залежи по высоте, можно прогнозировать характер притока из пласта при четкой дифференциации залежи по насыщению пластовым флюидом. Если характер притока из зон «а» и «г» не вызывает сомнений, то при вызове притока из зон «б» и «в» результаты могут оказаться противоречивыми. Эти две зоны отличаются между собой не только коэффициентом нефтенасыщенности, но и величинами капиллярных давлений. В то же время распределение связанной воды оказывает большое влияние на фазовые проницаемости для нефти и воды, которые определяются степенью насыщенности пор разными фазами. Породы-коллекторы меловых отложений являются гидрофильными, то есть смачивающей фазой является вода. Поэтому в зоне «а» капиллярные давления равны нулю, а вверх по залежи эти давления возрастают. Зона «б», находясь ближе к уровню нулевого капиллярного давления, имеет большую подвижность пластовой воды по сравнению с зоной «в». В зоне недонасыщения выделены две подзоны с различной подвижно- стью связанной воды. Наибольший интерес представляет подзона, расположенная непосредственно над ВНК (область возможного течения диффузных слоев). Толщина выделенных зон (подзон) зависит, прежде всего, от фильтрационно-емкостных свойств пород: чем выше физические свойства коллекторов, тем меньше толщина зон недонасыщения. Строение залежей по высоте контролируется и определяется равновесием капиллярных и гравитационных сил, действующих на пластовые флюиды, а наиболее коррелируемым с фазовой проницаемостью (по несмачивающей жидкости) по высоте нефтяной залежи является коэффициент нефтенасыщенности. Зональность по высоте нефтяных залежей, основанная на учете различий в степени подвижности связанной воды и нефти, является решающим фактором при обосновании методики и технологий воздействия на прискважинную зону с целью ограничения притока пластовых вод. В связи с изложенным целесообразным является осуществление выбора технологий ограничения водопритоков физико-химическими методами с учетом изменения коэффициента продуктивности скважин по нефти.
1.2 Геолого-промысловое обоснование методов водогазоизоляционных работ
1.2.1 Анализ состояния вопроса и задачи водогазоизоляционных работ. При проведении геологоразведочных работ на нефть и газ, а затем и при эксплуатации месторождений в Западной Сибири скважинами часто вскрываются нефтеводонасыщенные зоны залежей (пластов). При вскрытии таких зон перфорацией и последующем их испытании получают двухфазные притоки с опережающим движением воды из пласта. Другой причиной получения притоков пластовых вод являются перетоки, обусловленные негерметичностью контактных зон либо цементного камня, а также прорыв подошвенных и краевых вод по конусу /4/. Традиционные методы (установка цементных мостов под давлением и др.) часто не дают положительных результатов при производстве водоизоляционных работ. Результаты испытания нефтеводонасыщенных пластов оказывают важное влияние на установление положения ВНК и, следовательно, на подсчет запасов и добычу нефти. Опыт применения различных методов ограничения и изоляции притока пластовых вод в нефтяных скважинах с помощью мономерных, олигомерных и полимерных материалов неорганической, органической и элементоорганической природы в нашей стране и за рубежном свидетельствует о том, что наиболее предпочтительно для этих целей использование селективных водоизолирующих материалов элементоорганической природы /5/. Целью проведения водоизоляционных (ремонтно-изоляционных) работ при разведке месторождений нефти и газа является обеспечение качественного испытания и получения достоверной информации о характере насыщения, продуктивных характеристиках пласта, получения промышленного притока и данных для подсчета запасов. В разведочных скважинах при их испытании основными причинами обводнения нефтенасыщенных объектов являются: 1 - поступление воды из смежных водонасыщенных интервалов в виде межпластовых перетоков и заколонной циркуляции через негерметичный цементные камень; 2 - подтягивание и прорыв в интервал перфорации конуса подошвенной воды; 3 - водопроявления в виде течения диффузных слоев рыхлосвязанной воды при освоении объектов зоны недонасыщения. Для достижения поставленной цели на каждой конкретной скважине необходимо решить следующие задачи: 1 - определить характер обводненности и положение ВНК; 2 - изучить техническое состояние скважины и определить допустимое внутреннее давление в колонне; 3 - проверить состояние забоя и фильтра и при необходимости промыть забой скважины; 4 - проверить приемистость пласта перед закачкой изоляционных материалов, провести в отдельных случаях мероприятия по улучшению приемистости; 5 - прошаблонировать колонну перед задавкой тампонажных материалов с пакером. При эксплуатации скважин на процесс их обводнения оказывают влияние темп отбора жидкости, расстояния до ближайшего водоносного горизонта и др. Например, на Самотлорском месторождении средние расстояния от интервала перфорации до ближайшего водоносного горизонта в обводнившихся скважинах по пластам БВ18, АВ4-5, АВ12+3 составили, соответственно, 13,1; 23,1; 14,6 м, а в необводнившихся - 18,3; 28,6 и 15,6 м. Сравнение этих данных показывает, что в 26% обводнившихся скважин эти расстояния превышают 15 м, 32% - менее 3 м, то есть на обводнение скважин влияет разобщение продуктивных горизонтов и, прежде всего, факторы технологические, обусловленные строением продуктивной части разреза, а также темпы отбора нефти. Сравнительный анализ промысловых данных показывает, что при разработке таких горизонтов геологические факторы оказывают на обводнение примерно в 3 раза большее влияние, чем технологические. Вместе с тем очевидно, что дальнейшее совершенствование технологии цементирования позволит повысить качество разобщения продуктивных горизонтов и, следовательно, снизить влияние геологических факторов на обводнение скважин. Например, подавляющее большинство скважин, эксплуатирующих один из основных продуктивных горизонтов АВ4-5 на Самотлорском месторождении, обводняются за счет подошвенной воды. Особенностью геологического строения горизонта АВ4-5 ,залежи нефти, осложняющей разработку, является наличие обширной водонефтяной зоны, составляющей примерно 89% площади залежи. Подошвенная вода поступает здесь по заколонному пространству из-за некачественного крепления скважин и за счет подтягивания воды по самому пласту вследствие более низкой ее вязкости по сравнению с нефтью, с образованием вокруг скважин конусов обводнения. Особенности геологического строения горизонта АВ4-5, в частности, ниличие глинистых разделов суммарной толщиной ? 2 м в интервале разреза между ВНК и нижними отверстиями перфорации, наряду с абсолютными отметками последних, оказывают существенное влияние на величину удельной безводной добычи. В настоящее время в Среднем Приобье водопроявления, связанные с негерметичностью эксплуатационных колонн, составляют в среднем 52,2%. В ряде нефтегазоносных районов осложнения, связанные с негерметичностью обсадных колонн и межпластовыми перетоками, составляют до 20% от общего числа осложнений. На ремонтно-изоляционные работы в эксплуатационном бурении тратится 60%, а в разведочном - около 80% от общих затрат на крепление скважин. Наиболее рапространенным способом ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн является установка цементных мостов под давлением. Вместе с тем многообразие геолого-технических факторов часто определяет случайный характер исхода операций, а в итоге - низкую эффективность работ повторного цементирования. На эксплуатируемых месторождениях Западной Сибири распространено обводнение скважин по отдельным, наиболее проницаемым пропласткам продуктивного пласта из-за крайне неравномерной выработки послойно-неоднородных продуктивных пластов. Борьба с таким типом обводнения требует избирательного (селективного) отключения обводненных интервалов пласта при сохранении продуктивности нефтенасыщенных участков разреза, однако ремонтно-изоляционные работы (до 90%), как правило, проводились ранее с применением цементных растворов, хотя их успешность достигалась только при отключении нижних пластов, то есть при изоляции заколонной циркуляции подошвенных вод. 1.2.2 Анализ причин обводнения нефтяных скважин. При получении притока в процессе опробования пласта, не соответствующего характеру насыщения, или смешанного притока (нефть с водой, газ с водой и нефтью) производится повторная интерпретация всего имеющегося геологопромыслового материала с определением параметра насыщения и коэффициента нефтенасыщенности по данным геофизических исследований разреза методом каротажа и имеющихся петрофизических корреляций. В случае подтверждения сделанных ранее выводов о характере насыщения пласта необходимо решить вопрос об интенсивности, месте и причине поступления воды в скважину. Для этого проводится комплекс гидродинамических и геофизических исследований, в состав которого входят методы, применяемые обычно на стадиях поисков и разведки месторождений, а также контроля за их разработкой (исследование на приток на установившихся и неустановившихся режимах фильтрации, определение приемистости скважины при нагнетании жидкости в пласт, акустическая и гамма-гамма цементометрия, высокоточная термометрия, ИННК, закачка меченого вещества, замеры резистивиметром, влагомером, плотномером, дебитомером). Распределение состава флюида в стволе скважины, в том числе и против интервала перфорации, можно контролировать замерами резистивиметра, влагомера, плотномера и дебитомера. Эти методы позволяют показать, насколько получаемый приток соответствует интервалу перфорации или же он связан с негерметичностью эксплуатационной колонны. Межпластовые перетеки, интервалы заколонной циркуляции, а также эффективные работающие толщины внутри исследуемых интервалов определяют методами высокоточной термометрии, импульсным нейтрон-нейтронным каротажем, закачкой меченого вещества. Качество цементирования эксплуатационной колонны, интервал заколонной циркуляции и интенсивность перетеков оцениваются по данным акустического цементомера (АКЦ) замерами на двух частотах (20 - 25 и 6 - 8 кгц) при разных противодавлениях в колонне. Эти работы производятся специализированными службами на основе действующих инструктивных и регламентирующих документов. Важное место отводится гидродинамическим методам контроля за характером освоения и параметрами притока. Гидродинамические параметры смешанных и однородных по своему составу притоков в фонтанирующих, периодически фонтанирующих и непереливающих скважинах исследуются обычно применяемым в этих случаях комплексом. Процесс освоения контролируется по изменениям и стабилизации коэффициента продуктивности и показателям совершенства вскрытия скважины во времени. Гидродинамические методы позволяют непосредственно оценить приемистость пласта, что необходимо для обоснованного проектирования изоляционных работ. В случае, когда комплексом методов высокоточной термометрии, импульсного нейтрон-нейтронного каротажа, АКЦ, а в отдельных случаях и закачкой красителей (меченой жидкости) устанавливается интервал заколонной циркуляции и распределение состава флюида по нему, то вопрос о проведении изоляционных работ становится очевидным. При этом методы резистивиметрии, плотнометрии, влагометрии и дебитометрии имеют подчиненное значение. Сложнее различить водопроявления, связанные с подтягиванием и прорывом конуса подошвенных вод в однородном пласте либо течением рыхлосвязанной воды диффузных слоев. В таких случаях методы резистивиметрии, плотнометрии, влагометрии и дебитометрии подтверждают, что приток идет из интервала перфорации. То же самое подтверждают АКЦ, закачка меченой жидкости, ИННК. Лишь высокоточная термометрия может показать, что во времени изменение температурного поля и прогрев прискважинной зоны будут смещаться вниз за интервал перфорации при прорыве подошвенных вод по конусу. Такого смещения не должно наблюдаться при поступлении воды диффузных слоев из пласта. При исследовании методом установившихся отборов с увеличением забойной депрессии возрастает содержание воды в продукции скважины при подтягивании и прорыве конуса подошвенной воды, а при водопроявлении за счет диффузных слоев, наоборот, отмечается увеличение содержания нефти. По комплексу рассмотренных выше методов рекомендуется не только определить место притока пластовых вод, но и распознать причину ее поступления в скважину, что является решающим при выборе технологии ведения водоизоляционных работ. 1.2.3 Анализ причин поступления газа в нефтяные скважины. Анализ исследования причин и характера загазовывания нефтедобывающих скважин показывает, что основными из них являются: - прорыв газа по конусу в однородных монолитных пластах, не имеющих плотных разделов на уровне ГНК; - латеральная фильтрация газа по проницаемым пропласткам в интервал перфорации (газ из «газовой шапки»); - поступление газа вследствие перфорации газонасыщенной зоны залежи (при неточном определении положения ГНК); - газовые заколонные перетоки; - поступление растворенного газа (при работе скважины в режиме растворенного газа). Сложность процесса разработки нефтегазовых залежей обусловливается двухфазной системой, которая при начальных пластовых условиях находится в равновесии. В процессе разработки происходит изменение термобарических параметров залежи и нарушение равновесия. Общее снижение пластового давления (или снижение его в отдельных частях залежи) приводит к перемещению ГНК. Движение ГНК вниз, ввиду вязкостной неустойчивости, способствует образованию конусов и прорыву газа в нефтяные скважины. Разработка нефтегазовых залежей осложняется: - трудностью регулирования перемещения ГНК; - равенством начального пластового давления (Рпл.нач.) и давления насыщения (Рнас.); - относительной близостью расположения к забоям скважин ГНК при дренировании нефтяной оторочки; - неустойчивостью процесса вытеснения нефти газом, приводящей к быстрому прорыву газа к забоям добывающих скважин и потере пластовой энергии; - полной гидродинамической связью нефтяной залежи с газовой шапкой и вероятной подвижностью ГНК в окрестности скважины в процессе разработки. На подвижность ГНК существенно влияет анизотропия пласта. Искусственно увеличивая анизотропию пласта (установка экрана), можно продлить время безгазовой эксплуатации скважины. Обнако образование конуса происходит и после установки экрана, но процесс идет сравнительно медленно. Анализ показывает, что первые две причины превалируют, и в связи с этим при разработке и выборе технологии изоляции газопритоков необходимо прежде всего решить задачу создания в пласте протяженного радиального изолирующего экрана, размеры которого должны быть сопоставимы с размерами основания газового конуса. 1.2.4 Выбор и первичное обоснование методов ограничения водогазопритоков в нефтяные скважины. Продуктивные пласты меловых отложений Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции обладают неоднородностью, изменчивостью геолого-физических и других свойств как по площади, так и по разрезу. В таком понимании неоднородность присуща любому материальному объекту, то есть не является преимущественным свойством именно геологических объектов. Использование сведений о геологической неоднородности должно способствовать получению возможности описывать те особенности структур геологических объектов, которые влияют на принятие решений и от которых зависит эффективность путей достижения конечных целей геологических исследований или управления процессом разведки и разработки месторождений. Геологические объекты характеризуются множеством свойств, что порождает широкое разнообразие представлений о неоднородности одной и той же системы. Количество свойств может быть предопределено природой объекта или выделено в соответствии с целями изучения объекта. В соответствии с задачами и целями исследований по ограничению водопритоков в нефтяные скважины, применительно к нефтяным и нефтегазовым месторождениям и моделям насыщенности нефтяных залежей неокомского нефтегазоносного комплекса Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, необходимо учитывать геофизические, геологические, геолого-промысловые и технологические характеристики продуктивных пластов в их взаимосвязи и взаимозависимости с разработанными и предложенными методами и технологиями производства водогазоизоляционных работ. Выявление и использование основных геолого-промысловых критериев способствует формированию оптимальных решений для целенаправленного ведения процесса ограничения водогазопритоков в нефтяные скважины. Так, продуктивные пласты неокомского нефтегазоносного комплекса нефтяных месторождений Широтного Приобья характеризуются значительной изменчивостью пористости, проницаемости, насыщенности, продуктивности, гидропроводности и других параметров. При этом проницаемость изменяется от долей до 1 мкм2 и более, пористость - от 14% до 30%, коэффициент песчаности - от первых долей единицы до 0,98, коэффициент расчлененности изменяется от 1 до 10 и более (табл.1.1). Эти особенности пластов предопределяют различные условия нахождения в них углеводородов и механизмы движения и получения из них безводной нефти или совместных притоков нефти и воды, а отсюда - специфические подходы к вызову притока, освоению и эксплуатации скважин, что предопределяет правильность выбора методов и технологий ограничения водопритоков. При обосновании модели насыщенности залежи и разработке методик и технологий ограничения водопритоков в нефтяные скважины Западной Сибири необходимо использовать геолого-геофизические, геолого-промысловые и технологические параметры, такие, как: амплитуда аномалии собственной поляризации (?пс); удельное электрическое сопротивление пласта (?п); коэффициент пористости (Кп); коэффициент проницаемости (Кпр); класс коллектора по проницаемости; коэффициент нефтегазонасыщенности (Кнг); толщина пласта (Н); эффективная нефтенасыщенная толщина (hэф); коэффициент песчанистости (Кпесч.); коэффициент расчлененности (Красчл.); дебит нефти при освоении и исследовании скважины (Qн); депрессия на пласт при освоении и исследовании скважины (?Р); удельный коэффициент продуктивности по нефти (?нуд); превышение нижних перфорационных отверстий над отмекой ВНК (?h); количество перфорационных отверстий (N). Разработку, использование и оценку эффективности рекомендуемых технологий ограничения водогазопритоков следует проводить отдельно для каждого элемента залежи. В результате изучения особенностей строения по высоте нефтяных залежей, условий вскрытия и освоения объектов, теоретических положений о взаимодействии пластовых вод с внутрипоровой гидрофильной поверхностью коллекторов обоснован выбор физико-химических методов воздействия на прискважинную зону пластов. Одними из проблемных объектов являются зона недонасыщения и область совместных притоков нефти и пластовой воды, входящих в единую переходную водонефтяную зону нефтяных залежей, а также залежи с подошвенной водой. Таблица 1.1. Геолого-промысловое обоснование применения методов ограничения водопритоков в зависимости от характеристики модели нефтяных залежей неокомского нефтегазоносного комплекса месторождений Широтного Приобья Класс коллектора по проницаемости ?пс ?п, Омм Кпр., мкм2 х10-3 Кп, % Кнг, % Кгл, % Кв Кпесч. Толщина зон пласта (h), м 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Высокопроницаемый >0,7 А-3-5 Б-5-6 В-5-6 Г-6-9 Б-0-60 В-60-80 Г-?80 А- - Б-8-12 В-18-20 Г- - Среднепроницаемый 0,7-0,5 А-2-4 Б-4-5 В-4-5 Г-5-8 Б-0-55 В-55-70 Г-?65-70 А- - Б-10-16 В-20-25 Г- - Низкопроницаемый <0,5 А-2-4 Б-3-4 В-3-4 Г-4-7 Б-0-45 В-45-65 Г-?55-65 А- - Б-12-20 В-25-30 Г- - Продолжение табл. 1.1. Класс коллектора по проницаемости Зоны насыщения нефтяных залежей,метод воздействия А Б В Г 11 12 13 14 15 Высокопроницаемый - Для нижней части - ограничение водопритока, уточнение положения ВНК- установка экрана из КОС. Для верхней части - обоснование положения ВНК, получение безводной нефти - селективная изоляция Для нижней части - ограничение водопритока, получение безводной нефти - селективная изоляция. Для верхней части - ограничение водопритока, получение промышленного притока нефти - селективная изоляция, неселективная изоляция, установка экрана. Для всей зоны - ограничение водопритока, получение промышленного притока нефти - селективная, неселективная изоляция, установка экрана. Ограничение водопритока, получение промышленного притока нефти - установка экрана в однородном пласте, гидрофобизация - в неоднородном. Среднепроницаемый - Низкопроницаемый - Ограничение водопритока, обоснование положения ВНК, получение промышленного притока нефти - методика работ аналогична для высоко- и среднепроницаемых. Перед изоляцией - обработка пласта с целью увеличения приёмистости. Ограничение водопритока, получение промышленного притока нефти - методика работ аналогична для высоко- и среднепроницаемых. Перед изоляцией - обработка пласта с целью увеличения приёмистости. Ограничение водопритока, получение промышленного притока нефти - методика работ аналогична для высоко- и среднепроницаемых. Перед изоляцией - обработка пласта с целью увеличения приёмистости. Примечание: 1. А - водонасыщенная зона; Б - зона остаточной нефтенасыщенности; В - зона недонасыщения; Г - зона предель- ного нефтенасыщения. 2. В числителе - значения для Нижневартовского н/г района, в знаменателе - значения для Сургутского н/г района. 3. В таблице использованы материалы Тюменской тематической экспедиции, ЦЛ Главтюменьгеологии и данные исследований проф. Федорцова В.К. 1. Важное значение при обосновании методики и способов проведения водоизоляционных работ имеет зональное строение нефтяных залежей по высоте, основанное на различии в подвижности связанной воды и нефти. Для объективного проведения работ по изоляции водопритоков основным является критерий получения достоверной информации при первичном испытании объекта. При этом необходимо: 1) сформулировать объективное представление о модели геологического строения нефтяной залежи, включающее в себя: тип залежи, строение ее; положение ВНК; тип коллектора; 2) обязательное выполнение мероприятий по контролю за качеством испытания объекта, включающих в себя: определение места притока пластового флюида; выявление причин перетока пластовой жидкости. До недавнего времени единственным критерием для проведения водоизоляционных работ в нефтяных скважинах являлось наличие в их продукции пластовой воды. Если скважина вскрывала зону ВНК, то с целью подтверждения наличия ВНК и получения промышленного притока нефти производилась перфорация объекта по всей толщине пласта. При этом из мощных однородных пластов получали фонтанные притоки нефти и пластовой воды, которые впоследствии переходили приток только пластовой водой. Для увеличения содержания нефти в продукции применяли методы форсированных отборов жидкости. В основе таких методов лежат теоретические положения о стабилизации скоростей фильтрации нефти и воды. По результатам гидродинамических исследований проводился расчет нефтеводонасыщенных толщин испытуемого пласта. Но эти работы не получилили широкого применения, и в нефтеразведочных подразделениях производили водоизоляционные работы путем закачки водоцементного раствора в зону перфорации. В некоторых случаях такой метод давал положительные результаты, однако в подавляющем большинстве изолировать приток пластовой воды не удавалось, а при подсчете запасов водонефтяной контакт поднимали выше. При этом часть запасов нефти вынужденно терялась, переводилась в низшую категорию. Особенно часто это наблюдалось применительно к неоднородным пластам. Распространенным методом вскрытия пластов в зоне недонасыщения является перфорация объекта с некоторым превышением над ВНК. В этих случаях практически всегда получают совместные притоки нефти с пластовой водой, однако инструментальные методы контроля типа «приток-состав» показывают, что приток идет из зоны перфорации. С целью получения притоков безводной нефти чаще всего проводятся водоизоляционные работы цементными растворами. В подавляющем большинстве результаты оказываются отрицательными. Объясняется это в основном недоучетом взаимодействия насыщающих пласт флюидов с внутрипоровой поверхностью коллекторов, что в конечном итоге приводит к недополучению дополнительной информации и снижению геологической эффективности работ по испытанию скважин и низкой эффективностью процесса изоляции в целом. Особую проблему представляет зона, примыкающая к ВНК. Как правило, геофизическими методами она не выделяется, а при испытании из нее получают притоки воды без признаков нефти. Объясняется это как повышенной вязкостью нефти, так и условиями вскрытия пласта бурением. Дело в том, что проникающий фильтрат бурового раствора, в результате физико-химического взаимодействия с нефтью и глинистыми минералами цементирующего вещества породы, существенно снижает фазовую проницаемость по нефти, и доказать наличие нефти в этой зоне стандартными методами не удается. На основе изучения материалов по строению нефтяных залежей, теоретических положений взаимодействия насыщающих пласт флюидов с гидрофильной поровой поверхностью коллекторов рекомендуются специальные методики воздействия на прискважинную зону пластов. Геолого-промысловые основы методики выбора объекта и способа водогазоизоляционных работ базируется на следующих основных положениях: - на отдельном нефтяном месторождении или сходных по геологическому строению и геолого-промысловым характеристикам группе месторождений накоплены данные по вызову притока, освоению скважин и производству водогазоизоляционных работ, а при отсутствии геолого-промысловых материалов имеются результаты исследования данного объекта; - эффективность применения того или иного способа ограничения водогазопритоков в зависимости от геологического строения и геолого-промысловых характеристик залежи для данной технологии примерно известна, может быть проверена экспериментальным методом в промысловых условиях или принята с определенной долей условности по аналогии с другими месторождениями; - при планировании технологических мероприятий по ограничению водогазопритоков подлежат повторной интерпретации материалы геофизических исследований скважин, лабораторных исследований керна с определением удельного электрического сопротивления и коэффициента нефтенасыщенности и принадлежности объекта воздействия соответствующей по насыщению зоне нефтяной или нефтегазовой залежи, а также высоко-, средне - или низкопроницаемыми коллекторами. Перед проведением водоизоляционных работ необходимо по результатам ГИС определить удельное электросопротивление пласта или коэффициент нефтенасыщенности объекта испытания. Затем по имеющимся графическим построениям распределения электросопротивления или нефтенасыщенности по высоте залежи определить его местоположение по отношению к гипсометрической отметке ВНК, то есть произвести привязку объекта испытания к одной из выделенных зон (подзон). Если объект испытания попадает в зону «б» (табл.1.1), то после первичного испытания проводятся работы по изоляции притока пластовой воды путем закачки в пласт двухрастворных композиций на основе олигомерных кремнийорганических соединений, рецептуры которых будут приведены ниже. Получить из этой зоны промышленные притоки нефти практически невозможно, но доказать наличие подвижной нефти в ней можно, получив безводную нефть. Такие работы играют большую роль при необходимости подтверждения ВНК в залежи. Если в результате предварительного изучения окажется, что объект испытания расположен в зоне недонасыщения, а подошвенная часть в зоне, примыкающей к ВНК, то для получения промышленных притоков безводной нефти необходимо провести работы по изоляции водопритоков в два этапа. На первом этапе перфорируется объект в зоне ВНК с отступлением вверх и вниз от контакта на 1 - 1,5 м. Затем производится продавка в пласт селективной водоизолирующей композиции на основе олигомерных кремнийорганических соединений с целью установки водонепроницаемого экрана. Далее одним снижением уровня определяется продуктивность скважины по нефти. При наличии пластовой воды работы повторяются до полной ликвидации в продукции водной фазы. После этого перфорируется нефтенасыщенная часть пласта, и проводятся стандартные исследования. Если скважиной вскрыт пласт в зоне «в», то с целью «подавления» диффузных слоев связанной воды можно рекомендовать работы по продавке в пласт селективной двухкомпонентной водоизолирующей композиции на основе кремнийорганических соединений. При этом необходимы исследования до обработки ПЗП и после нее. Особый интерес представляют недонасыщенные нефтяные залежи, как, например, залежь нефти в отложениях викуловской свиты в Красноленинском нефтегазоносном районе. Для получения безводных промышленных притоков нефти их этих отложений рекомендуется следующая технология проведения работ по изоляции водопритоков. После определения коэффициента нефтенасыщенности производится перфорация объекта по всей толщине с последующим его испытанием для определения продуктивности скважины по нефти. Затем с целью увеличения радиуса воздействия проводится глубокая обработка пласта высокоэффективным гидрофобизатором. В качестве гидрофобизатора может использоваться 5 - 10% раствор кремнийорганических жидкостей (ЭТС-40, 32, 16; конденсат) в дизельном топливе или тяжелая смола пиролиза (ТСП). За гидрофобизатором без перерыва в закачке в пласт продавливается селективная двухкомпонентная водоизолирующая композиция на основе кремнийорганических соединений. После этого проводятся работы по освоению скважины и определению ее продуктивности по нефти /5/. В результате теоретических и экспериментальных исследований, изучения сложных физико-химических процессов, происходящих в гетерогенных пористых средах, многообразной гетерогенной геохимической системы - продуктивном нефтеводоносном пласте, обосновывается методика воздействия на такого рода пласты ЗСНГП и прогнозируется возможность получения безводных промышленных притоков нефти из таких пластов. В результате детального изучения геологического строения залежей нефти, геофизических характеристик разреза, физико-литологических и фильтрационно-емкостных свойств коллекторов, а также насыщающих их жидкостей и с учетом выбранной модели насыщенности нефтяных залежей Западной Сибири определяются подходы к решению проблем воздействия на прискважинную зону продуктивных пластов с двухфазным насыщением. Обоснованная ранее теоретическая возможность течения так называемых «диффузных» слоев рыхлосвязанной воды в зонах недонасыщения нефтяных залежей подтверждена экспериментальными исследованиями. Следует отметить, что это явление наблюдалось многими производственниками – нефтяниками, и основной причиной появления пластовой воды в продукции, даже при относительно высоких гипсометрических отметках пласта, считали техническую неисправность скважины. При вскрытии пластов с низкими ФЕС рекомендуется проведение водоизоляционных работ указанными способами после солянокислотной или иной обработки прискважинной зоны.

На главную страницу