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 IV.
ИССЛЕДОВАНИЕ ОПТИМАЛЬНЫХ УСЛОВИЙ
И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ НАПРАВЛЕНИИ
ОБЕСПЕЧЕНИЯ ВЫСОКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ
ИЗОЛЯЦИИ ВОД
Целесообразность проведения работ
по ограничению водопритоков в скважинах
с различными геолого-промысловыми условиями
Задача совершенствования ремонтов по изоляции вод поставила геолого-технологическую службу УПНП и КРС перед необходимостью определения принципиальных (отправных) позиций в оценке целесообразности этих работ.
Накопившийся в Советском союзе и за рубежом опыт разработки нефтяных месторождений с применением заводнения показывает, что достижение высокой нефтеотдачи по месторождению (в первую очередь платформенного типа) достигается при отборе большого количества попутной воды.
Обводнение продукции скважин при разработке месторождений с заводнением является закономерным и неизбежным процессом.
Большой диапазон изменения конечного водного фактора зависит от физико-геологических характеристик продуктивного пласта, от способов разработки и применяемых методов борьбы с обводнением.
При всех издержках, связанных с извлечением, транспортировкой, отделением, утилизацией попутной воды борьба с обводнением в настоящее время редко является самоцелью, а в большинстве случаев предусматривает повышение эффективности процесса вытеснения нефти из пластов и их выработки существующим фондом скважин.
Ограничение отбора попутной воды при разработке нефтяного месторождения достигается проведением комплекса мероприятий по совершенствованию строительства скважин, исправлению возникающих дефектов их конструкции, регулированию и совершенствованию применяемой системы заводнения и эксплуатации нефтяных скважин.
Мероприятия по ограничению отбора воды при разработке залежи могут быть разделены на три основные группы:
рациональная организация заводнения;
рациональная эксплуатация безводных и обводненных скважин;
проведение водоизоляционных работ в нефтяных скважинах.
54
При рациональном заводнении, которое способствует снижению темпов обводнения эксплуатационных скважин, предотвращают возникновение значительного перепада давления между эксплуатирующимся продуктивным и смежными водоносными коллекторами и обеспечивают равномерность продвижения фронта заводнения по пластам, эксплуатирующимся одной сеткой скважин. Эти задачи в той или иной степени достигаются регулированием объемов нагнетания по участкам и скважинам, изменением направления потоков, созданием повышенного давления нагнетания, внедрением очагов заводнения, устранением непроизводительной закачки при отключении перфорированных интервалов и регулированием профилей приемистости многопластового разреза установкой оборудования раздельной закачки, поинтервальной обработкой призабойной зоны, закачкой специальных тампонирующих или закупоривающих материалов.
При работах по ограничению добычи попутной воды необходимо определять и обеспечивать рациональную степень интенсификации отбора жидкости из эксплуатационных скважин. Повышение интенсивности отборов из безводных скважин следует проводить с учетом критических величин перепада давления, установленных для данной площади или месторождения.
Важнейшей задачей эксплуатации обводненной скважины является определение необходимости и своевременное осуществление мероприятий по интенсификации отбора обводненной продукции, изоляции каналов водопритока или отключению обводненных пластов.
При выборе между интенсификацией отборов обводненной продукции и ремонтно-изоляционными работами необходимо установить, во-первых, рациональность обводнения и, во-вторых, возможность эффективного проведения форсирования или изоляции для каждой скважины.
К видам нерационального обводнения скважин относятся:
1) обводнение скважин посторонними водами (нижние, верхние);
2) обводнение подошвенными или нагнетаемыми водами, проникающими к фильтру по кольцевому пространству;
3) обводнение скважин нагнетаемыми или контурными водами из узкого высокопроницаемого интервала внутри мощного продуктивного пласта;
4) обводнение скважин, эксплуатирующих ряд пластов, по одному высокопроницаемому, максимально обводненному пласту.
О целесообразности проведения частичной изоляции водонеф-тяного пласта долгое время велась дискуссия. Противники изоляционных работ [1, 25 и др.] утверждали, что:
1) проведение изоляционных работ неэкономично: стоимость ремонтов в течение всей деятельности скважины равноценна стоимости новой скважины;
55
2) экраны, создаваемые в пласте на небольшом расстоянии от ствола скважины и асимметрично, не способны предотвратить распространение депрессии, создаваемой на забое скважины, и существенно ограничить обводнение подошвенной водой;
3) при изоляции водонефтяного или отключении частично промытого пластов определенные запасы нефти могут быть захоронены;
4) прирост нефти, достигаемый трудоемкими изоляционными работами, с гораздо меньшими затратами может быть обеспечен простым повышением депрессии на забое скважины.
В результате критической оценки опыта изоляционных работ была показана необходимость строительства мощностей по подготовке нефти с самого начала разработки месторождения и неизбежность значительного конечного водонефтяного фактора при достижении высокой нефтеотдачи; в ряде нефтяных районов предопределена широкая постановка исследований экономических аспектов изоляции вод, разработки тампонирующих материалов и методов селективной изоляции.
Вместе с тем практика показала неправомерность полного отрицания целесообразности изоляции в частично обводненных монолитных пластах.
Хотя затраты на изоляционные ремонты, проводимые в течение всего периода эксплуатации скважины, подчас действительно равноценны бурению новой скважины, однако совершенно очевидно, что новая скважина, пробуренная в тех же геологических условиях, обусловливающих преждевременное или ускоренное нерациональное обводнение продукции, может потребовать такого же объема изоляционных работ.
В расчлененном пласте местные асимметричные блокады, созданные в водоносном коллекторе под непроницаемым про-пластком, увеличивают общую протяженность, а следовательно, и надежность водоизолирующей преграды в стволе скважины (каковой является цементное кольцо). Преградой, предотвращающей распространение депрессии в обводненную зону пласта непосредственно по -породе, служат естественные непроницаемые прослои.
Если при изоляции вод в расчлененном пласте могут быть захоронены запасы нефти в отдельных пропластках, прилегающих к стволу скважины, то на участке расположения многих скважин, простаивающих из-за обводнения (при повышении депрессии также отдают воду), без применения изоляционных работ могут остаться не вовлеченными в разработку гораздо большие запасы.
При повышении депрессии нередко обводненность продукции резко возрастает.
В расчетах по интенсификации отбора предполагают определенные и постоянные величины мощности нефтенасыщенной и водоносной частей пласта и фазовой проницаемости этих зон.
56
В практике обычно перфорирован нефтяной пласт или нефтеносная часть пласта, а проникновение воды в скважину происходит из смежнего неперфорированного коллектора. Поэтому необходимо учитывать, что при повышении депрессии происходит разрушение контактных зон цементного кольца и подключение к отбору водоносного коллектора большей мощности.
По данным анализа, наиболее благоприятными условиями, когда интенсификация отбора из скважин, обводненных подошвенной водой, более рациональна, чем изоляция, являются следующие.
Ограниченная мощность водонефтяного пласта, позволяющая осуществить оптимальный отбор при разрушении цементного кольца до подошвы коллектора.
Достаточное удаление водонефтяного пласта от нижележащего водоносного, когда высота разобщающего цементного кольца превышает критическую.
Ухудшенные коллекторские свойства водоносной части пласта.
Локальное расположение водонефтяной зоны внутри площади полного нефтенасыщения пласта при поддержании пластового давления со стороны нефтенасыщенното коллектора.
Благоприятными для форсирования отборов считают скважины е обводнением до 85—90% закачиваемой контурной или подошвенной водой при расположении скважины во внутренних рядах. В однопластовом разрезе отборы из скважин внутренних рядов форсируют до максимального их обводнения контурными водами.
Во внешних рядах при 85%-ной обводненности скважин с одним пластом и при более высокой обводненности для скважин с многопластовыми разрезами проводят ремонтно-изоляционные работы. Если вода поступает из коллектора, отделенного от продуктивного пласта непроницаемым прослоем (установленным по геофизическим исследованиям), исходя из технологических возможностей проводят изоляцию притока воды. Если нет этих разделов и обводнен сам перфорированный коллектор, то его полностью отключают.
Исключения могут составить скважины с мощными продуктивными пластами, обводненные подошвенной (контурной) водой по узкому интервалу, не увеличивающие приток нефти с повышением депрессии. В этих скважинах отключают, помимо обводненного, и часть прилегающего нефтяного коллектора.
Специальными экспериментами, проведенными на Ромаш-кинском месторождении, показана нецелесообразность форсирования отборов из высокообводненных скважин с многопласто-вьш фильтром, обводняющихся по одному из пластов. Ввиду резкого повышения проводимости пласта при его обводнении интенсификация отбора жидкости, как правило, не приводила к вовлечению в разработку продуктивных интервалов.
57
Достигнутый уровень технического прогресса в капитальном ремонте скважин в целом по отрасли позволяет считать принципиально возможной изоляцию вод в условиях расчлененного водонефтяного коллектора, в котором сообщаемость между продуктивной и водоносной зонами при ожидаемом перепаде давления незначительна или отсутствует.
На месторождениях Татарии рекомендуются разные виды изоляции водопритоков:
1) изоляция пластовых вод, поступающих из подошвы анизотропных монолитных коллекторов, перфорированных в нефтена-сыщевной кровле;
2) отключение нижних пластов или пропластков, обводненных пластовой или закачиваемой водой;
3) отключение верхних или промежуточных пластов или пропластков, отделенных от нефтеносных естественными непроницаемыми разделами мощностью не менее 1,5—2,0 м;
4) изоляция нижних или нагнетаемых вод, поступающих: по кольцевому пространству, через башмак или цементный стакан;
5) изоляция верхних вод.
Изоляция обводненных интервалов, затрубной циркуляции и конусов воды в однородных изотропных пластах целесообразна лишь при значительной мощности нефтеносной части пласта.
Таким образом, исходя из геолого-промысловых условий, основными критериями целесообразности .проведения изоляции водопритоков являются:
1) нерациональность происходящего обводнения (отбираемая вода не участвует в вытеснении и отмыве нефти из пласта);
2) естественная разобщенность обводняющей и продуктивной зон непроницаемым литологическим разделом или значительным интервалом анизотропного коллектора.
Последующими этапами определения целесообразности проведения работ является выбор эффективной методики ремонта, оценка ожидаемого натурального эффекта и на их основе — проведение экономических расчетов.
Разработка основ дифференциации методов ремонта
по условиям применения
в качестве важнейшей предпосылки
достижения высокой эффективности работ
В своей деятельности Управление по повышению нефтеотдачи пластов и капитальному ремонту скважин объединения Татнефть использовало широкий комплекс методов изоляции вод, разработанных научно-исследовательскими институтами и производственными организациями различных нефтедобывающих районов.
Следует подчеркнуть, что основные методы или тампонирующие материалы рекомендовались для большинства видов обвод-
58
нения скважин. Так, для изоляции подошвенных, нижних и нагнетаемых вод рекомендовались и синтетические смолы, и ги-пан, гипано-формалиновая смесь (ГФС), и цементные суспензии на углеводородной основе. Кроме того, гипан и синтетические смолы рекомендовались и для изоляции верхних вод (герметизации эксплуатационных колонн).
Исключительное многообразие условий на Ромашкинском месторождении привело к необходимости использовать широкий комплекс существующих методов с выявлением оптимальных условий применения каждого из них.
Не отрицая общеизвестных достоинств каждого из перечисленных тампонирующих материалов, авторы настоящей работы считают принципиально неверным само стремление к поиску универсального метода или материала для всех видов изоляционных работ, всех месторождений и условий.
Применение любого материала для всех условий дает гораздо меньшую эффективность, так как в различных условиях материалы должны обладать различными свойствами.
Авторы убеждены, что только широкий ассортимент материалов, композиций, специального технологического оборудования и различные технологические приемы могут обеспечить максимальную эффективность в различных условиях.
Ниже приведена классификация особенностей геологического разреза, притока и поглощения, характера обводнения, технического состояния скважины, оказывающих наиболее существенное влияние на выбор технологии изоляции вод, возможность достижения и величину эффекта.
I. Тип воды по отношению к эксплуатирующемуся пласту.
1. Верхняя.
2. Нижняя.
3. Подошвенная.
4. Контурная.
II Тип воды генетический.
1. Пластовая.
2. Нагнетаемая.
III. Величина нефтенасыщенной мощности.
1. Менее 3 м.
2. От 3 до 6 м.
3. Более 6 м.
IV. Условия проникновения воды внутрь колонны.
1. Через дефект в неперфорированной части колонны.
2. Непосредственно через отверстия фильтра из перфорированного интервала эксплуатирующегося пласта.
3. К фильтру по кольцевому пространству между колонной и породой.
4. К фильтру из неперфорированной мощности эксплуатирующегося коллектора по прискважинному участку породы (конусом) .
59
5. Через негерметичный цементный стакан или башмак.
6. Через негерметичный пакер, установленный в колонне
7. Через негерметичное кольцевое пространство между колонной и «летучкой».
8. Через отверстия фильтра из отключенного ранее верхнего или промежуточного пласта.
V. Минерализация воды.
(Оценивается общая минерализация, плотность, рН, содержание Са2+ и Mg2+).
VI. Тип водоносного коллектора. 1. Терригенный.
2 Карбонатный.
VII. Условия естественного литологического разобщения кол-лектора-обводнителя и оставляемого для эксплуатации 'продуктивного коллектора.
1. Слиты в однородный монолитный пласт (kr = ks).
2. Слиты в анизотропный монолитный пласт (kr>kB).
3. Разобщены в монолитном пласте непроницаемыми прослоями мощностью до 1,5 м (Л<1,5 м).
4. Пласты разобщены непроницаемыми прослоями мощностью от 1,5—2,0 м до 4 м (/t=l,5—4 м).
5. Пласты разобщены непроницаемыми породами мощностью более 4,0 м (ft>4 м).
VIII. Условия перепада давлений между нефтеносным и обводняющим коллекторами.
1. Рв>рн:
а) РВ — рн>20 кгс/см2; б) рв —р„<20 кгс/см2.
2. Рв«Рн.
3. Рв<рн.
IX. Условия приемистости при закачке воды. Величина приемистости.
1. Интенсивная приемистость: возможна непрерывная закачка при устьевом давлении до 100 кгс/см2; при давлении, доп}сти-мом на эксплуатационную колонну, Q>300 м3/сут.
2. Удовлетворительная приемистость: возможна непрерывная закачка при устьевом давлении 100—150 кгс/см2; при давлении, допустимом на эксплуатационную колонну, Q = 100—300 м3''сут.
3. Низкая приемистость: непрерывная закачка возможна при давлении >150 кгс/см2; при давлении до 150 кгс/см2 Q< <100 м3/сут.
Профиль приемистости:
1) принимает только водоносный интервал;
2) принимает преимущественно водоносный интервал,
3) принимают в равной степени нефтеносные и обводненные интервалы;
60
4) принимает нефтеносный интервал,
X. Условия зумпфа.
1. В интервале залегания водоносного пласта имеется зумпф.
2. Ниже фильтра имеются ранее созданные специальные отверстия в колонне, перекрытые цементным стаканом.
3. Ниже фильтра в колонне ствол скважины забит неизвлекаемыми металлическими предметами.
XI. Характер промывочной жидкости, обусловленный величиной пластового давления.
1. Пресная вода (с ПАВ).
2. Пластовая вода или раствор хлористого кальция.
3. Глинистый раствор.
4. Утяжеленный глинистый раствор.
XII. Ожидаемая величина перепада давления на разобщающее цементное кольцо при эксплуатации скважины.
Величина Рв~Рз составляет: ft
1) менее 10 кгс/см2;
2) 10—20 кгс/см2;
3) 20—30 кгс/см2;
4) более 30 кгс/см2.
В Лениногорском УПНП и КРС каждый из методов или тампонирующих материалов имеет строго определенную область применения:
а) гипан применяют для изоляции высокоминерализованных вод, поступающих в скважину по негерметичному цементному кольцу;
б) смолу ТСД-9 в комплексе с цементом используют для отключения верхних и промежуточных пластов, обводнившихся слабоминерализованной нагнетаемой водой, в особых условиях— при изоляции нижних вод, а также для герметизации эксплуатационных колонн с незначительной приемистостью;
в) патрубки-летучки применяют в особых условиях отключения верхних и промежуточных пластов;
г) цементные растворы на углеводородной основе закачивают для изоляции посторонних (нижних) вод при интенсивной приемистости;
д) цементные растворы на водной основе применяют для отключения нижних пластов, изоляции зон нарушения с удовлетворительной и высокой поглотительной способностью, а также в комплексе с фильтрующимися в коллектор тампонирующими материалами;
е) взрывные пакеры и снаряды типа ЖТС используют для установки вспомогательных мостов в скважинах;
ж) блокады и экраны (комплексы вязкой нефти или гидрофобной эмульсии, фильтрующихся тампонирующих материалов и цемента) устанавливают в монолитных пластах при достаточно надежной информации о положении ВНК;
61
Таблица 19
Тип влияющих факторов Детализация условий ремонта Номер условия или операции Варианты
1 2 1 4 5 е 1 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
Тип обводнения и цель изоляции (промысловые факторы) Отключение обводнив- верхнего шегося пласта промежуточного нижнего Устранение заколоннои сверху циркуляции снизу Ликвидация пропуска забоя Устранение межколонной циркуляции (за летучкой) Ограничение притока Л„=Л воды из монолитного пласта перфориро- fiH>k ванного в кровле 1 2 3 4 5 6 7 8 9 + + +
+ +
— +- +
1
------- ------- ----- — . + + + + + -} i ' — — — — —
т^ -ь 4- + + + 4- +


2 о. о н X га -е- Литоло! ия обводненно- терригенный го пласта карбонатный Плотность воды, г/см3 >1,16 <1,16 10 11 12 13 + + + + + + + + + 1 ~г + + + + + + + + + + + + + 4- + +
Расстояние между об- «2 водняющим и бли- от 2 до 4 жаишим нефтеносным от 4 до 7 пластами, м 8 и более 14 15 16 17 -J-+ + + + + 4-4- 4- + + + 4-+ + + + + f + + + + +
1
Sj Величина нефтенасы- /гн<2,5 18
щенной мощности в /гн>2,5 19 монолитном пласте, м
Наличие слабопроница- выделяются 20
емых разделов в мо- не выделяются 21
нолитном пласте (оценивается стандартными геофизическими методами)
о, о
в
О
Характеристика прие- , 5>100 22
мистости, выражен- <100 23
ная через устьевое т, >100 24
давление на различ- <100 25
ных скоростях агре- ,п >100 26
гата ЦА-320, кгс/см^ ш <100 27 (определяемая или достигнутая после ОПЗ)
Характер профиля поглощает нефте-
приемистости носный пласт 28
поглощает водоносный пласт 29 поглощают оба
пласта 30
Совпадение интервалов совпадают 31
приемистости и изли- не совпадают 32 ва
Знак перепада пласто- рн>рв 33
вых давлений нефте- рнхри 34
ноского и обводняю- Рн<рв 35 щего пластов
Ожидаемая величина <50 36
перепада Рпл—Рзаб 50—100 37
при эксплуатации 100—150 38
скважины, кгс/см' >150 39
Продолжение табл. 19
X К Варианты
я
2 И

к со а о Детализация условий ремонта
ч о. О.С
с ы оГо s s 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
ь-е- Is
«и Промывочная жид- пресная вода (с ПАВ) 40 + + + + _ __ _ + +
2 кость в стволе 41 _!_ 1 J 1 1 _|_ , ,
<у 3 скважины ' 1 Г
§§- раствор СаС12 42 + + + + + + + +
ч я глинистый раст- 44
к "®" вор ^о "
X 0) Наличие или возмож- есть 44 _j_ -|_ __ . _(. i _j_
Ь- ность создания необходимого зумпфа 45 — — + — — —
Цементирование через НКТ на водной
основе со срезкой или разбуриванием
до определенной глубины I I II
Цементирование на водной основе с пол-
ным разбуриванием 2 I II I I I I I
Вспомогательное отключение нижних пла-
стов засыпкой песка 3 I I I I I I
Установка забойного отключающего мо-
ста жидкостными тампонажными снаря-
дами (ЖТС) или ВП + ЖТС 4 I
«3
я Закачка в обводняющую зону последова-
о тельно синтетической смолы и цемент-
«J о. ного раствора 5 и Г И" IV III III I' II III
Закачка гипана
Закачка последовательно пшапа и цементного раствора
Закачка цементного раствора последовательно на углеводородной и водной основах
Закачка последовательно вязкой нефти (эмульсии, гипана и цементного раствора)
Закачка латекса с последующим закреплением цементом
Установка „летучки"
Создание специальных отверстий в интервале обводняющей зоны
Создание специальных отверстий между обводняющей и нефтеносной зонами
'азбуривание моста между отдельными операциями или углубление забоя
Лерфорация продуктивного пласта
III
IV
1Г"
III
V
IV
III
III
III
IV
V
III
III
III
IV
V
III
IV
V
IV
Примечания 1) + существуют эти условия или вариант справедлив и для этих условий, 2)------при этом условии технологи
ческий вариант не применяется, 3) пропуск знака означает, что наличие или отсутствие данного условия не играет решающей роли в выборе техноло! ического варианта, 4) I, II, III — последовательность различных операций одного технологического цикла, 5) I, I', I" — однотипные операции разных технологических циклов
з) латекс закачивают для изоляции пластовых вод пониженной минерализации (в верхних горизонтах).
Каждый из этих общих методов содержит ряд отличных друг от друга или совмещенных технологических схем, применяемых при определенных сочетаниях геологических, гидродинамических и технико-технологических особенностей скважины. Основные варианты технологических схем изоляции !вод, рекомендуемых для различных условий скважин Ромашкинского месторождения, представлены в табл. 19 в виде примера программы для выбора технологии ремонта.
Дифференциация технологических схем применительно к условиям скважин способствует обеспечению высокой успешности отдельных методов и работы в целом.
Сведения об эффективности изоляции вод различными мауе-риалами и комплексами по УПНП и КРС за 1974 г. даны в табл. 20.
Таблица 20
Материал, комплекс, изоляционное оборудование Вид ремонта (условия ремонта) Всего ремонтов Успеш. ность, Эффект в год ремонта
прирост добычи нефти, т сокращение отбора воды, м1
Цемент на водной Отключение нижних
основе пластов. Изоляция
верхних вод 108 86, 6 < 204530 160 809
Смола синтетиче- Изоляция верхних вод,
ская, цемент отключение проме-
жуточных и нижних
пластов 39 87,8 34238 38555
Вязкая нефть, ги- Изоляция подошвен-
пан, цемент ных вод без отклю-
чения пласта 20 73,8 35169 22899
Гипан, цемент То же 17 81,4 22511 47112
Цемент на угле- Изоляция нижних вод
водородной ос-
нове 15 77 9824 16061
Гипан Изоляция подошвен-
ных вод без отклю-
чения пласта 13 71,5 12199 6251
„Летучка", цемент Отключение верхних
и промежуточных
пластов 4 100 14590 2002
вп+жтс Отключение нижних
пластов 2 100 2959 166
Смола синтетиче- Отключение верхних
ская и промежуточных
пластов 5 66,6 5273 129
Примечание Данные по гипану приведены без учета испытания пластов
изоляцией
66
Условия и особенности
селективной изоляции вод с применением
гидролизованного полиакрилонитрила (гипана)
Среди задач и направлений совершенствования изоляции вод в нефтяных скважинах важную роль отводят методам селективной изоляции. При селективной изоляции общим воздействием на эксплуатационный фильтр изолируются лишь обводненные зоны или водопроводящие каналы. Для этого применяют селективные материалы, вступающие в реакцию с водой или растворенными в ней солями, или, используя благоприятный характер приемистости (поглощает преимущественно обводненная зона), закачивают легкофильтрующиеся (селективные или неселективные) тампонирующие материалы.
От селективной отличают направленную схему изоляции, когда изолируемую зону предварительно обособляют (песчаной или цементной пробкой, пакером), или, проведя тампонаж по всем пластам, выполняют вторичное вскрытие продуктивных пластов.
В работе [39] отмечалось, что достигнутый в 1970—1972 гг. рост успешности изоляции вод по УПНП и КРС был обеспечен преимущественно совершенствованием и упорядочением известных неселективных технологических схем и введению в них дополнительных элементов, обеспечивающих надежность ремонта. Технологически необходимым оказался большой объем дополнительных работ:
1) поскольку методика исследовательских работ часто несовершенна и результаты исследований одним методом неконкретны, для уверенного распознавания источника обводнения, стал проводиться более широкий комплекс промыслово-геофизических исследований;
2) для направленного тампонирующего воздействия на водоносный пласт требуется разобщить его от нефтеносных пластов во время тампонажа; пакеры, используемые для этой цели, зачастую отказывают в работе, что вынуждает предварительно цементировать в стволе нефтеносные интервалы фильтра;
3) задача повышения надежности ремонта при увеличении депрессий при интенсификации отборов потребовала не ограничиваться установкой водоизолирующих преград в пределах ствола скважины, а создавать также непроницаемые блокады в при-забойной зоне пласта — источника обводнения, закачивая перед цементом тампонирующие материалы, способные фильтроваться в поры коллектора;
4) повышение качества направленной изоляции в многопластовом разрезе предусматривает значительный объем исследований по определению положения инструмента в скважине, уточнению условий оптимального проведения операции, оценки качества промежуточных операций.
67
Введение дополнительных элементов в технологические схемы приводило к некоторому повышению стоимости и увеличению продолжительности ремонтов, что было экономически оправдано при значительном росте доли эффективных работ. Вместе с тем, учитывая резкое увеличение необходимых объемов проведения изоляционных ремонтов, дальнейшей задачей их совершенствования предусматривается поиск и разработка методов, позволяющих обеспечить высокую эффективность работ при одновременном снижении затрат средств и ремонтного времени
Одним из направлений в достижении этой задачи является разработка методов селективной изоляции вод, предусматривающих (в идеале) исключение некоторых ремонтных операций (определение источника обводнения, обособление обводненной зоны для тампонажа, создание специальных отверстий в интервале источника обводнения, последующее вскрытие нефтеносных пластов, а в благоприятных условиях — и установку подъемного сооружения на скважине).
Начиная с первых опытов по закачке гипана для изоляции вод в 1968—1969 гг. отмечалась возможность получения технологического эффекта селективной изоляции, когда удавалось совершенно исключить специальную перфорацию, разобщение пластов, последующую перфорацию, даже спуско-подъемные операции и установку грузоподъемного сооружения.
Так, в октябре — ноябре 1973 г. цехом № 1 Лениногорского УПНП и КРС была проведена изоляция подошвенных вод на скв. 6380, 6381, 6382, Западно-Лениногорской площади Ромаш-кинского месторождения. Во всех скважинах была перфорирована кровля монолитных водонефтяных пластов, а в скв. 6382, кроме того, четыре вышележащих пласта с меньшей продуктивностью. Все скважины были остановлены после обводнения продукции на 98%.
Ремонт проводили без установки подъемного сооружения и спуско-подъемных операций в стволе, закачкой гипана 10%-ной концентрации через фонтанный лифт (скв. 6380, 6381) или в кольцевое пространство между колонной и насосно-компрессор-ными трубами, оборудованными штанговым насосом (скв. 6382).
После ремонта скважины длительное время выдерживали в ожидании оптимального уплотнения коагулята.
Ниже приведены показатели работы скважин после ремонта
Освоение февраль—март 1974 г
Номер скважины.................... 6380 6381 6382
Дебит, т сут...................... 33 6 6
Обводненность, %................... 45 45 60
Июль 1976 г
Дебит т сут...................... 17 6 10
Обводненность, %................... 80 OS о/
После ремонта отобрано суммарно около 40 тыс. т нефти. Общие затраты по капитальному ремонту (включены затраты по определению приемистости в других скважинах при выборе благоприятного объекта) составили 10,9 тыс. руб.
Однако в первый период внедрения гипана общая успешность, работ была невелика.
В 1971 г. геологическим отделом УПНП и КРС в порядке подготовки к расширенному техническому совету (с участием НГДУ Елховнефть и ТатНИПИнефть) были проанализированы все ремонты с применением гипана, проведенные в объединении Татнефть в 1968—1970 гг. Всего за указанный период выполнено 70 ремонтов с общей успешностью 28,5%. Ремонты были проведены по трем технологическим схемам- закачкой гипана через существующий фильтр без применения других тампонирующих материалов (согласно рекомендациям ТатНИПИнефть), с дополнительным цементированием по различным схемам отдельных цехов КРС и созданием блокад закачкой через специальные отверстия ниже ВПК больших объемов вязкой нефти, 3—5 м* гипана и цементного раствора (технология предложена и осуществлена в НГДУ Актюбанефть [11]).
По первой группе скважин была выполнена 61 операция с успешностью 24%, по второй — 7 (42,8%), по третьей проведена 2 успешных ремонта (скв. 8288 и 393).
Причиной низкой успешности работ в первой группе оказалась ошибочность некоторых положений первоначальных рекомендаций. Так, гипан рекомендовали для изоляции всех видов попутных вод. Как преимущество метода подчеркивалось, что гипан не требует ожидания на оптимальное структурирование.
Анализ фактического материала, проведенный геологическим отделом УПНП и КРС, показал, что:
1) применение гипана для изоляции нагнетаемых вод (с предварительной закачкой в пласт объема электролита) неэффективно, поскольку при эксплуатации происходит обратное растворение коагулята пресной водой;
2) успешные операции по изоляции контурных вод (подход пластовой воды по нефтенасыщенной мощности пласта, вскрытого перфорацией) практически отсутствуют;
3) подавляющее большинство успешных ремонтов выполнена по изоляции подошвенных и нижних вод, поступающих в скважину, по-видимому, по кольцевому пространству;
4) эффективность ремонтов повышается с увеличением времени ожидания коагуляции гипана.
Эти выводы были подтверждены последующими лабораторными и стендовыми испытаниями [38]. Кроме того, было показано [21], что эффективность операций повышается, если перед гипаном для увеличения приемистости и оптимизации коагуляции гипана закачать соляную кислоту.
69
В период 1971 — 1975 гг. цехами УПНП и КРС (с 1973 г.— Лениногорского УПНП и КРС) было выполнено в целом 230 ремонтов с использованием гипана. Динамика развития отдельных технологических схем и успешность работ даны в табл. 21. Как видно из табл. 21, результаты анализа (запрещение изоляции нагнетаемых пресных вод, удлинение сроков коагуляции) сказалось в дальнейшем на возрастании успешности работ. Однако доля успешных операций, особенно при закачке гипана без применения других тампонирующих материалов, остается недостаточной
Таблица 21
Годы
Те\но"югическая
счема 1968-1970 1971 147J 1973 1974 1975
Закачка гипана
без других там-
понирующих
материалов (в
том числе без
установки подъ-
емного соору-
жения) 61/24 18/27,7 52/34,6 24/50 13/50 21/42
Закачка гипана с
последующим
цементированием 7/42,8 9/44,4 17/41,1 13/76,9 17/75 20/63
Создание комп-
лексных блокад
(закачка вязкой
нефти, гипана
и цементного
раствора) 2/100 ------ -/- 2 100 20/73 4 100
Всего с исполь-
зованием гипа-
на 70/. 8, 5 27/33,3 6936,2 39/63,9 50/67,3 4557
Примечание 1 В числителе — чисто ремонтов в знаменателе — успешность % 2 Приведен подсчет успешности по скважинам, освоенным на конец года 3 Снижение успешности в 1975 г связано с широкими испытаниями гипана для изо ляции вод в верхних горизонтах 4 Сведения приведены с учетом испытания пластов изоляцией
В табл. 22 приведены некоторые сведения по этой группе ремонтов, в технологическом отношении близкой к методике селективной изоляции (при изоляции гипаном с последующим цементированием допускалось отключение пропластков поднятием забоя и переносы фильтра). В табл 22 выбраны ремонты, выполненные цехами 1, 2 и 3 Лениногорского УПНП и КРС в 1971 — 1974 гг., где изоляцию пластовых вод горизонта Д] проводили без предварительного исследования нефтеводонасыщенности
70
разреза (ВНК), без изменения интервала перфорации после ремонта, закачкой гипана через существующий фильтр. Ремонты проводили с закачкой сопутствующих реагентов (СаСЬ, НС1) или без них, в подавляющем большинстве без повторной перфорации фильтра. Пакеры для закачки гипана спускали преимущественно для предохранения колонны от повышенного давления нагнетания.
Таблица 22
Особенности техно- Работа скважины
S логии ремонта до ремонта после ремонта
m „ ш .« =- S ^ S
g о1 я g-p-g,. .§. , Я & ( 5
o. V S о я |1 ш S §• 03 ~~^ S "^" S S * ^ <и В н UJ с^ Is н <и я: -2 ь S о <1> о X ?!
X i s ?•% В S ™ я ю >, 1| <и и «I 1 5 с ^
го и С с >> «3 S В Чн- О в С_> т «н О в U (Л
6405 + + 180 40 70 ЭЦН 40>20 50 эцн
10906 _(_ -J- 260 3 96 эцн 4 70 Фонтанный
3731 -ь -}- 150 3 88 эцн 34 0 ЭЦН
6102 4- 160 53 68 эцн 53 22 ЭЦН
6108 4- -J- 150 2 88 эцн 12 47 ЭЦН
1592 + 4- 150 7 80 эцн 2 80 ЭЦН
3712 _i_ _]_ 200 7 83 эцн 10 86 ЭЦН
3713 _1_ -)_ 130 4 85 нгн 10 56 НГН
3726 _i- -)- 170 6 83 нгн 4 83 НГН
1626 _1- -)_ 180 4 91 нгн 14 68 нгн
10937 -)- _(- 200 — 100 Фонтанный 10 20 Фонтанный
1625 — _i_ 160 — 100 НГН — 100 НГН
10923 _)_ -). 100 3 88 НГН 3 88 НГН
10922 _(- -)- 150 12 85 ЭЦН 7 60 ЭЦН
1591 _i_ _i_ 150 23 81 эцн 23 50 Фонтанный
9149 — _)- 80 1 98 эцн 75 0 ЭЦН
9396 . — — 140 0,03 98 нгн 5 0 НГН
10303 _ _ ___ , 125 2 90 нгн 5 90 НГН
6381 _ _ 140 0,1 98 Фонтанный 6 45 НГН
6382 _)_ . ___ 140 0,03 98 НГН 6 60 НГН
6591 _i_ . ___ 140 4 85 НГН 5 70 НГН
6380 _i_ _ 130 0.03 98 Фонтанный 33 45 НГН
8420 _1_ _i_ 140 12 72 НГН 12 72 НЦН
6339 i i 160 13 54 НГН 12 ел. нцн
8281 _ _1- 150 15 88 ЭЦН 22 44 эцн
8454 — — 130 16 80 ЭЦН 18 78 эцн
8412 -i_ -j- 170 8 87 ЭЦН 13 0 Фонтанный
1640 — -)_ 160 5 75 НГН 6 71 НГН
8386 — — 130 18 77 ЭЦН 15 77 ЭЦН
1641 _ _i_ 200 6 73 НГН 7 53 НГН
3736 _i_ _i_ 160 3 80 НГН 4 75 нгн
786 _j_ _i_ 165 10 79 нгн 10 61 нгн
6071 _ _ 95 4 80 нгн 15 10 нгн
10399 _i_ — 120 7 81 нгн 15 10 нгн
6083 _ _ 120 0,03 98 нгн 0,03 98 нгн
9096 _ _ 100 0.1 98 Фонтанный 5 85 Фонтанный
374 _ -j- 185 6 76 НГН 6 76 НГН
4841 — + 160 0,2 92 НГН 0,2 92 НГН
71
Несмотря на недостаточно высокую успешность работ по этой технологии, из-за меньшей стоимости их экономическая эффективность в общей массе ремонтов может быть соизмерима с наиболее успешными ремонтами, которые проводили по ранее применявшимся технологическим схемам изоляции пластовых вод в монолитных пластах. Проведение работ без установки подъемного сооружения экономически значительно выгоднее.
Одна из причин недостаточной успешности ремонтов закачкой гипана через существующий фильтр заключалась в том, что большое число ремонтов вели в пластах, обводненных контурными водами. Работы выполняли по заявкам НГДУ как заключительное испытание перед отключением объекта в расчете на селективное действие гипана в поровом пространстве.
Отрицательные результаты испытаний согласуются с наблюдениями об оптимальных условиях его применения [38] и отвечают мнению многих исследователей о том, что изоляцию контурных вод, как правило, проводить нецелесообразно.
Представляют интерес сведения (табл. 23) о ремонтных работах по изоляции притока подошвенных вод, проведенных на некоторых скважинах, где закачка гипана через существующий фильтр не дала результата. В табл. 23 'приведены скважины, в которых интервал эксплуатационного фильтра после повторных ремонтов был оставлен без изменения
Приведенные данные позволяют заключить, что в скважинах, ебводненных подошвенной водой, где закачка гипана через существующий фильтр не дала ощутимого эффекта, методом комплексных блокад (вязкая нефть, гипан, цементный раствор) можно достичь лучшего результата Приведенные результаты свидетельствуют о том, что нельзя отключать обводненные пласты, основываясь лишь на отрицательном эффекте закачки гипана. По-видимому, широкое применение селективных (или близких к ним) методов изоляции не исключает необходимости исследования характера водонефтенасыщенности перфорированных пластов и совершенствования методов такого исследования Определение истинного распределения нефти и воды в разрезе обводненной скважины позволит оптимально выбирать методику ремонта и повышать эффективность работ по изоляции водопри-токов, вообще, и, в частности, работ с применением селективных материалов.
Эффективность работ при закачке гипана через существующий фильтр, по-видимому, может также снижаться в связи с неблагоприятным характером приемистости призабойной зоны по мощности и в пространстве.
На Ромашкинском месторождении (горизонт ДО зачастую профиль приемистости и профиль притока перфорированного разреза не совпадают. Это приводит к тому, что в скважине, обводненной из неперфорированной подошвы монолитного пла-
72
OO 00 CO i— i— CO Co 4^- CO CO O} C^ ~-J ^^ СП OO t^ й- tO tO ~ 4^ Ci •-* О СЭ O3 to Номер скважины
Ю i— Ю — tO CO Ю "4 tO CO Co c^ — ' Сл Jo со 'со со со oo oo ю ел — en to to to О IJ4 CO r| _ »-• K^ СГ1 CO • — •_ '— CO 4D •_. со P CO P — '— CO -*J ' — ' -O i — ' CO to *-*] Co CO Cv CO ^J ~^1 CO -vl -J tu t\j ° •" ^ .- !& s о Э X 6) Н а м
Ol Oo О Сл Ф* d *vj "со Дебит нефти, т/сут Работа скважины до закачки гипана
OO ~vt CO ^ CO OO OO О ~J oo Сл — CO Co Обводненность, %
CD Ц) Д Д Д Д Ц) С J^ т -1 "1 т П Я Д Я Я Я Я Д Способ эксплуатации
ООО •— ' Сл ОО СЛСТ; СО4^О4*. ООО t— "—"со "— Дебит нефти, т/сут Работа скважины после закачки гипана
со ^ со-^ coco ^1-^ ооозсооо оооо ^ СС to "^3 ОО ОО Сл •— ' 4^ ОО СО Со •— ' Оз Обводненность, %
•9 ШШ >т"Ш •-т'-т' Т--Т- -T"-r-T--r^.oCW .—.р- ^г4 ^^ Дчич ЦчИид.Д^а^.::; яя яя дд яя яяяя^мЯ Способ эксплуатации
— ~ — К to to to 4»- •„ СО Я2 to Сл _•— Ьо о Ъо рГ Сл ^J '--4 1 1 1 ? 1 1 Ю СО •— ' J^ 4^ Ю *— ' О^ *~* сО >я ' *^4 'г*-\ ~ , ,*^ Cjl 1~* • С>О со — ' *— О ОО ' ~ р ю г: — и- со СО —'•—.• со со *-1 "-ч СО СО го **) •*-! СО со *^i --j :fi со со а ., ^ п "1-1 -П ь 11 о о
П UJ U3 ^! U) Н СХЗ 0 В5 ри ^Г DJ О ^ ng -tux к? ffig кя ° яя ^^з Ogftj ОО5 ^S ООз ^ OW О>2ОЗр.еа Pi *^ р &> м ГЬ П О *О Я-'О *О &ЙК W ^W Ь= Н Юн ПО *Г32 ПО Cr-i\OH НО гл НО НО :=irx*os-! cata g юьа eota (Го &>SS OSQ к Оа О» a: ^ ja -опэ to *d "O ^13 рч S ,Q- J— pj -f" ^-~ со *™* fD л ^D fD fD м в §. s i s s K_ Hg* n> S ГО ГО мя ag я а а з •со og^ Я и н н Методика повторного ремонта
Сл О О О! СО О О5 Дебит нефти, т/сут Работа скважины после повторного ремонта я t-o Со
СЛ со СО ^4 ОО со С71 ОТ ОО ОО 4*. О О (О Обводненность, %
•& Я Я Я Я ДЯа§ -1 —> -1 ~> -1-1Е5 "Т* ""г* "т4 Т* *т" т S- ел 1-й i-Li I— U *-U i-U t-U it. Способ эксплуатации
00 СО со ю
~ Сл со оо Номер скважины
-» to
со to ы
СП -J U5 v-j
i i"
0 ~ ire
•Ч оо
-i S
СО rf*i я о §н
О Со Я в
о о> Дебит нефти т/сут U О* 0* О
к ч
со со Обводнен-
со Сл ность % К "*"
Ш С С Способ эксплуатации -1 W S ? si
a, S
слЭо — •— Дебит нефти
fa - т/сут а ш*
Qi 1— ' 3 оч
п Обводнен- ^S°
о ность % s ™ w
ч P fls К •* К Ш
«rg ц; оз.. о* ° С ^ сг Я Способ www
•-Г ГО Щ X S= 2 эксплуатации г
Я в
to
со Со &
г •о2
П> 3
ю w S 0
СЛ ^_ Я *
— со н о
СО ***!
*^] 4^- о
~1 о
"3
д -о а я о н g ° j=-o я и
S 03 D9 о ^а Со а •S ь; я &> &> о
створа через [альные отверст] на и цемент едовательной за ift вязкой нефти нием блокады ного пласта с я к ы о a s= fa f!> ь н » § ?| S | 5^-1 го ол& ш^^я и <т то S 2 g ^S§t о g н я о и н 0 о го 3! •о s SS о 3 -3 to
§3 ге s о —1 о -i я К Ю Л в о о о W 1 «So-, •в- n> g s 1 о
о со (с Дебит нефти, 1
т сут э т) *
ng> и
goo ^j Со ел Обводненность % fc< о •о ге _( 3
Q О П я ш х Ov
•& ч g =
I я g •— i с" Я Способ "11 с
13 S ^ П™ S^ Ьз эксплуатация II г
Слз
ста или нижезалегающего водоносного коллектора, при закачке гипана пласт поглощает его в интервале перфорации.
Если зона проникновения пластовой воды в нефтенасыщен-ном интервале невелика и закачку ведут без сопутствующих реагентов, высаждающих коагулят (раствор хлористого кальция, различные кислоты), гипан вступает в реакцию с недостаточным объемом минерализованной воды [38, 39] и остается подвижным. В этом случае отрицательное влияние неблагоприятного профиля приемистости скажется в частичной потере закачанного тампонирующего материала, не дошедшего до зоны изоляции. Кроме того, подвижный гипан, выходящий из нефтеносного коллектора в процессе освоения (глубиннонасосной эксплуатации), может дополнительно уплотниться, реагируя с минерализованной водой в стволе скважины, и засорить насос
Если зона проникновения пластовой воды в нефтеносном коллекторе велика (в результате поглощения из ствола скважины при глушении или определении приемистости, перетока из нижних пластов при простаивании скважины) или вместе с гипа-ном закачивается электролит (катализатор или инициатор коагуляции) проникновение гипана в нефтеносный коллектор может привести к частичной его закупорке Очевидно этим объясняется снижение дебита нефти по отдельным скважинам (см. табл 22).
Неблагоприятный характер приемистости по мощности усложняется несимметричным или односторонним проникновением фильтрующегося тампонирующего материала в пространстве Подобные предположения, высказываемые и ранее ,[5 и др], согласуются с результатами эксперимента, проведенного Лениногорским УПНП и КРС совместо с ТатНИПИнефть.
Пробурили две неглубокие скважины на расстоянии 1,5 м друг от друга Первая из них (скв 20) была предназначена для закачки раствора полимера в призабойную зону пласта, вторая (скв 156) — для отбора керна из зоны пласта, предположительно охваченной оторочкой полимера
Ввиду низкой минерализации пластовой воды, а также в связи с поглощением полимера нефтенасыщенным коллектором для создания условий оптимального структурообразования гипана закачали в пласт оторочку высокоминерализованной пластовой воды горизонта Дь затем закачали раствор гипана различной концентрации в общем объеме 62 м3, регистрируя профиль приемистости расходомером
При равномерном проникновении гипана по мощности пласта и симметрично от оси скважины с предельным заполнением пор можно было бы рассчитывать на образование оторочки радиусом около 2,8 м Однако, по данным расходомера, поглощение по мощности было неравномерным Это увеличивало расчетный радиус проникновения для интервалов с большим поглощением и исключало возможность отбора керна из зоны, охваченной за-
75
качкой гипана, для интервалов с малым поглощением Уверенно можно было осуществлять бурение второй скважины для отбора керна из интервала 99—101 м. Здесь было поглощено 62,8% закачанного объема гипана (39 м3) и симметричная оторочка могла иметь радиус около 4,6 м. Вместе с тем оставалось известное опасение несовпадения интервалов выноса керна и интервалов высокой поглотительной способности пласта, так как наибольшей фильтрацией обладают наименее сцементированные и наиболее трещиноватые зоны.
Во втором стволе продуктивные песчаники до глубины 104 м бурили с отбором керна. Во избежание размыва структурированного гипана бурили с промывкой раствором на нефтяной основе. При химическом анализе керна в пробах вытяжек из песчаников и при микроскопических исследованиях в лаборатории петрографии и литологии гипан не обнаружен.
Отсутствие следов гипана в отобранном керне может быть объяснено двояко-
1) поскольку закачку вели при давлении, близком к горному или превышающем горное, значительная доля полимера могла распространиться по узким трещиноватым или высокопроницаемым каналам внутри интервала 99—101 м, не выделенным расходомером. Вполне допустимо также и то, что эти наиболее проницаемые (наименее плотные) прослои оказались совершенно не охарактеризованы по выносу керна;
2) произошел односторонний уход закачиваемой жидкости и полимера от ствола скв. 20 в направлении, не совпадающем с направлением скв. 156.
Несмотря на отсутствие полимера в керне, положительные итоги проведенного эксперимента вполне очевидны и находятся в соответствии с основными рекомендациями по эффективному применению гипана для изоляции вод, сделанными ранее [38] в виде предположений на основании анализа результатов ремонтных работ В частности, в работе [38] показано, что успешность изоляции вод гипаном при расположении ВНК в интервале фильтра (контурные воды) чрезвычайно низка по сравнению с предотвращением затрубной циркуляции подошвенной воды. Это можно объяснить неравномерностью проникновения гипана в пласт, так как в первом случае изоляция возможна лишь при создании симметричной блокады по всей водонасыщенной перфорированной мощности коллектора, тогда как во втором случае— при неравномерном проникновении гипана в водоносный пласт, он прежде всего заполняет каналы кольцевого пространства.
В работе [38] указывалось на то, что при оценке оптимального объема закачиваемого гипана ввиду неравномерности проникновения его в пласты необходимо исходить главным образом из закупорки каналов кольцевого пространства и непосредственно прилегающей к ним разрушенной зоны коллектора, а не из
76
расчета симметричной оторочки в интервале водоносной мощности пласта. Там же было показано, что успешность изоляции вод гипаном не имеет прямой зависимости от объема закачки его в пласты, поскольку при закачке гипана в большом объеме значительная его часть расходуется непроизводительно.
Оптимальные условия фильтрации гипана в призабойной зоне не достигались, вероятно, также в связи с его повышенной вязкостью в растворе с концентрацией 10%. Внедрение в 1975— 1976 гг. растворов гипана пониженной концентрации (5%) позволило проводить закачку при меньших давлениях на пласт и, по предварительным данным, не сказалось отрицательно на достижении оптимального структурирования коагулята в водо-проводящих каналах.
Опыт Лениногорского УПНП и КРС в области селективной изоляции позволяет сделать следующие выводы.
1. Основным условием для достижения технологического эффекта селективности является наличие избирательной приемистости обводняющего интервала (пласта), в противном случае работы могут оказаться безуспешными или привести к закупорке нефтеносного пласта.
Если неблагоприятный характер приемистости по разрезу предполагается или заранее известен, необходимо предусмотреть разобщение нефтеносных и водоносных зон при закачке селективного материала.
2. Небольшие зоны проникновения воды в оризабойную зону нефтяных пластов, образующиеся в процессе ремонтных работ, и возникновение контактного слоя между пластовым электролитом (минерализованной водой) и селективным материалом при его закачке не препятствуют применению селективных материалов, подобных гипану, оптимальное структурирование которых происходит постепенно (достигается многократной обработкой коагулята новыми порциями пластового электролита).
3. Неравномерность проникновения гипана (и других фильтрующихся в коллектор селективных и неселективных материалов) обусловливает рациональность задавливания цементного раствора после закачки гипана
4. Селективная изоляция обводненных интервалов однородного пласта, перфорированного по всей мощности, как правило, не достигается.
Определение некоторых условий применения неселективных методов изоляции вод
Рост успешности изоляции вод в характеризуемом периоде был достигнут благодаря совершенствованию и приведению к оптимальному режиму отдельных технологических схем ремонтных работ.
77
Основное направление совершенствования известных методов ограничения водопритоков было определено исходя из принципов
1) рациональной является изоляция обводненных зон, отделенных от продуктивных естественными непроницаемыми (слабопроницаемыми) разделами;
2) при освоении и эксплуатации скважин не следует допускать превышения критических величин депрессий на разобщающее цементное кольцо.
Если литологические условия продуктивного разреза не позволяют эффективно эксплуатировать скважину на указанном режиме, при ремонте необходимо не только восстанавливать цементное кольцо в разобщающем интервале или (при герметичном цементном кольце) устанавливать внутри колонны разобщающую пробку, но и предварительно закачивать в водоносный пласт тампонирующие материалы с повышенной фильтр\емо-стью, снижая проницаемость призабойной зоны и расширяя тем самым мощность водоизолирующей преграды, вплоть до исключения водоносного коллектора из разреза скважины.
Этот принцип был применен для совершенствования методов изоляции вод в горизонте Дь отключения обводнившихся пластов, изоляции подошвенных, нижних и закачиваемых вод.
В качестве тампонирующих материалов с повышенной филь-труемостью использовали синтетические смолы ТСД-9 и УКС, гидролизованный полиакрилонитрил, суспензии цемента на углеводородной основе, и РТС, вязкие нефти и эмульсии.
Перед проведением ремонта по отключению нижнего пласта, изоляции пластовых или закачиваемых вод, проникающих по кольцевому пространству из неперфорированного (или ранее отключенного) интервала, необходимо определить величину критической депрессии при эксплуатации после изоляционных работ. Примем, что
„ -Рзаб —
An—Рэаб="М, (26)
где рзаб — критическое забойное давление, кгс/см2; рпл — пластовое давление в водоносном коллекторе, кгс/см2; Я — глубина кровли разобщающего интервала, м; Яд — динамический уровень при эксплуатации, м, р — определенная для данного месторождения (площади) критическая величина перепада давления на 1 м разобщающего цементного кольца, кгс/см2; h — высота разобщающего участка цементного кольца против естественного непроницаемого (или слабопроницаемого) раздела, характери-
78
зую^цегося соответствующей величиной р, м; у — ожидаемая минимальная плотность жидкости в стволе скважины в период ее эксплуатации после ремонтно-изоляционных работ, г/см3. Решая уравнения, находим
Возможность оптимальной эксплуатации при найденных значениях критического Яд определяются продуктивностью и пластовым давлением нефтеносного коллектора.
Подставляя в выражение (35) различные значения параметров. видим, что при значительной величине h следует восстанавливать цементное кольцо или создавать разобщающие пробки внутри колонны. Так, при р = 25 кгс/см2, А = 5 м, рпл — = 170 кгс/см2, Я=1600 м, v=0,8 г/см3, Яд=1037 м.
Однако при ft=2 м Яд=100 м, т. е. во избежании превышения критической величины депрессии скважину можно эксплуатировать только фонтанным способом, что не всегда возможно и рационально (не достигается оптимальный отбор, фонтанирование не обеспечивается пластовым давлением, продуктивностью пласта и т. д). Это обусловливает необходимость применения технологической схемы ремонта с дополнительной закупоркой призабойной зоны водоносного пласта закачкой тампонирующих материалов с повышенной фильтруемостью
Применение для изоляции подошвенных вод метода комплексных блокад [11] 'потребовало определения оптимального расчета радиуса блокады.
Показанная ранее неравномерность проникновения закачиваемых агентов по мощности и площади затрудняет общее решение задачи и обусловливает необходимость снятия профилей приемистости в процессе закачки фильтрующихся материалов.
Для определения необходимого объема закачки фильтрующихся тампонирующих материалов или инертных наполнителей в расчете на 1 м высоты условного симметричного экрана (блокады) получено выражение

г2}, (28)
где z — объем фильтрующегося материала или инертного наполнителя для создания водоизолирующего экрана (блокады) в монолитных водонефтяных пластах в расчете на 1 м высоты экрана (блокады), м3/м, т — пористость коллектора, доли единицы; R — радиус питания скважины (принимается половина расстояния между эксплуатационными скважинами), м; k — проницае-
79
Показатети Радиус экрана
' - 3 4
Давление в продуктивной зоне
на расстоянии /"g от скважины,
кгс/см2 168,2 169,0 169,6 170,0
Снижение ±р на 1м увеличения rg,
кгс/см2 2,9 0,9 0,5 0,35
Объем z тампонирующего материа-
ла (инертного наполнителя) на 1 м мощности экрана, м3 м 0.9 3,7 8,5 15,6
Возрастание z на 1 м увеличения /•§,
М3/М 0.9 2,8 4,8 7,1
Увеличение необходимого объема
тампонирующего материала (инерт-
ного наполнителя) на единицу сни-
жения i/7, М3/КГС(СМ2 0,3 3,2 8,7 20,4
Примечание. Принято, что создаваемая мощность экрана
мость коллектора, Д; h — мощность перфорированной продуктивной части пласта, м; рпл •— пластовое давление на расстоянии R от ствола скважины (следовательно, и в изолируемой водоносной зоне), кгс/см2; р-—задаваемое пластовое давление на крае экрана (блокады), кгс/см2; Q — ожидаемый суточный дебит по жидкости, м3/сут.; (д, — вязкость нефти, сП; г — радиус скважины, м.
Согласно выражению (36), для создания симметричного экрана в изотропном пласте, исключающего перепад давления между сообщающимися нефтеносной и водоносной частями коллектора, необходимо было бы закачивать весьма большие объемы изолирующего материала.
В анизотропных и расчлененных пластах, где рекомендуется проведение работ по изоляции подошвенных вод, предполагается, что задаваемый перепад давления на крае экрана (блокады) Д/7 = /?пл—р будет сдерживаться естественными непроницаемыми прослоями или зоной анизотропного коллектора достаточной мощности.
Создание экрана (блокады) ограничивают расчетными величинами радиуса, дальнейшее повышение которых приводит к резкому увеличению объемов изолирующего материала при незначительном снижении Др.
В табл 24 приведены расчеты значений параметров' т = 0,3;
80
Таблица 24
(блокады) Гй, м
5 6 7 ь 9 10 п
170,3 170,5 170,7 170,9 171,1 171,2 171,3
0,3 0,24 0,2 0,18 0,15 0,12 0,11
23,5 33,8 46,0 60,2 76,1 94,0 113,7
7,9 10,3 12,2 14,2 15,9 17,9 19,7
26,3 43,1 61,1 78,3 106,5 148,8 179,4
достаточна для предотвращения прорыва воды по экрану.
# = 200 м; ? = 0,5 Д; /1=5 м; рпл = 175 кгс/см2; Q = 50 м3/сут; ji = = 3,5 сП.
Как видно из таблицы, резкое увеличение расхода тампонирующего материала на единицу снижения перепада давления на крае экрана происходит в интервале величин радиуса экрана 5—10 м. Исходя из этих соображений, 'при отсутствии данных
0 степени анизотропности пласта рекомендуется закачивать на
1 м мощности создаваемой блокады 25 м3 вязкой нефти или гидрофобной эмульсии.
Если расчлененность пласта известна, величина р задается исходя из степени расчлененности и имеющихся данных о критической величине перепада давления, выше которого непроницаемый (слабопроницаемый) пропласток деформируется или допускает фильтрацию через него воды.
На Ромашкинском месторождении определение величины критической депрессии на 1 м мощности непроницаемого (слабопроницаемого) прослоя в первом приближении может основываться на анализе обводнения скважин нижними водами. Изучение депрессий группы скважин, эксплуатирующихся безводной нефтью при расположении водоносного пласта на расстоянии 2,4—3,0 м от нижних отверстий перфорации (и подошвы пласта), позволило заключить, что прослои алевролита между коллекторами выдерживают перепад давления не менее 24 кгс/см2
6 Зак. 735
81
на 1 м мощности. Допуская линейную зависимость динамики критических величин перепада давления при изменении мощности непроницаемого раздела, в нашем примере, при наличии над ВНК такого прослоя мощностью 0,4 м (отбивается стандартными зондами электрометрии), можно задавать р = = 175 кгс/см2—8 кгс/см2=167 кгс/см2. Это значит, что в таких условиях достаточно блокировать призабойную зону водоносного коллектора в радиусе 1 м от оси скважины с закачкой 1 м3 тампонирующего материала на 1 м мощности блокируемого интервала. Успех операции г этом случае будет зависеть от условий герметичности разобщающего цементного кольца.

На главную страницу