Способ изоляции водопритоков или зон поглощения в скважине

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при изоляции водопритоков или зон поглощения в скважине. Обеспечивает изоляцию трещинной части продуктивного пласта. Сущность изобретения: по способу осуществляют вскрытие бурением продуктивного пласта. После разбуривания участка залежи проводят исследование скважин на приток свабированием. Устанавливают депрессию продвижения пластовых флюидов по скважинам, вскрывшим пласт без попадания в трещинную часть, и по скважинам, вскрывшим пласт в трещинной части. Ведут закачку через скважину цементного раствора при давлении не более величины депрессии продвижения пластовых флюидов по скважинам, вскрывшим пласт без попадания в трещинную часть. В качестве цементного раствора используют нефтецементный раствор при соотношении на 1 м³ нефти 1,9-2,1 тонны тампонажного портландцемента плотностью 1570-1600 кг/м³. Продавку нефтецементного раствора выполняют дегазированной нефтью до полного вытеснения из ствола скважины нефтецементного раствора. В процессе закачки плавно увеличивают плотность нефтецементного раствора. 1 з.п. ф-лы.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при изоляции водопритоков или зон поглощения в скважине.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ изоляции водопроявляющих пластов, включающий вскрытие бурением водопроявляющего пласта, промывку скважины, закачивание расчетного объема тампонажного раствора, продавку его в заколонное пространство и удаление излишков тампонажного раствора. Вскрытие водопроявляющего пласта осуществляют одновременно с расширением ствола скважины, а в качестве тампонажного раствора используют пластифицированный цементный раствор. На период ожидания затвердевания цемента в скважине создают противодавление на изолируемый пласт (Патент РФ №2152507, опубл. 2000.07.10. - прототип).

Известный способ не обеспечивает надежную изоляцию водопритоков или зон поглощения в сильно трещиноватом пласте, характеризующемся ярко выраженным течением жидкости по трещинам.

В предложенном способе решается задача изоляции трещинной части продуктивного пласта.

Задача решается тем, что в способе изоляции водопритоков или зон поглощения в скважине, включающем вскрытие бурением продуктивного пласта, продавку цементного раствора в заколонное пространство и ожидание затвердения цемента под давлением в скважине, согласно изобретению, после разбуривания участка залежи проводят исследование скважин на приток свабированием, установление депрессии продвижения пластовых флюидов по скважинам, вскрывшим пласт без попадания в трещинную часть, и по скважинам, вскрывшим пласт в трещинной части, закачку через скважину цементного раствора ведут при давлении не более величины депрессии продвижения пластовых флюидов по скважинам, вскрывшим пласт без попадания в трещинную часть, при этом в качестве цементного раствора используют нефтецементный раствор при соотношении на 1 м³ нефти 1,9-2,1 тонны тампонажного портландцемента плотностью 1570-1600 кг/м³, а продавку нефтецементного раствора выполняют дегазированной нефтью до полного вытеснения из ствола скважины нефтецементного раствора.

В процессе закачки плавно увеличивают плотность нефтецементного раствора.

Признаками изобретения являются:

1. вскрытие бурением продуктивного пласта;

2. продавку цементного раствора в заколонное пространство;

3. ожидание затвердения цемента под давлением в скважине;

4. после разбуривания участка залежи проведение исследования скважин на приток свабированием;

5. установление депрессии продвижения пластовых флюидов по скважинам, вскрывшим пласт без попадания в трещинную часть, и по скважинам, вскрывшим пласт в трещинной части;

6. закачку через скважину цементного раствора при давлении не более величины депрессии продвижения пластовых флюидов по скважинам, вскрывшим пласт без попадания в трещинную часть;

7. использование в качестве цементного раствора нефтецементного раствора при соотношении на 1 м³ нефти 1,9-2,1 тонны тампонажного портландцемента плотностью 1570-1600 кг/м³;

8. продавка нефтецементного раствора дегазированной нефтью до полного вытеснения из ствола скважины нефтецементного раствора;

9. в процессе закачки плавное увеличение плотности нефтецементного раствора.

Признаки 1-3 являются общими с прототипом, признаки 4-9 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения

В настоящее время имеются случаи быстрого обводнения нефтедобывающих скважин с открытым забоем в трещиноватых зонах карбонатных коллекторов вследствие прорыва подошвенных вод. Традиционные подходы к решению вопроса об изоляции подошвенных вод в данном случае не приемлемы, поскольку пласт имеет как бы две проницаемости: трещинную и собственно коллекторскую. В предложенном способе решается задача изоляции трещинной части продуктивного пласта с максимальным сохранением свойств коллектора. Задача решается следующим образом.

При бурении скважин было замечено, что при проведении изоляционных операций закачкой цементного раствора изолируются трещиноватые зоны, интенсивно поглощающие промывочную жидкость. При этом после изоляции из этих же интервалов получали интенсивные нефтепроявления. Парадокс состоял в том, что физические свойства (гидрофобность) нефтесодержащих отложений после цементной заливки оставались без изменений. Следовательно, цемент проникает в трещинные образования при давлении меньшем, чем в карбонатные коллекторы.

Для создания предложенной технологии проводят исследование скважин на приток свабированием и устанавливают депрессию продвижения пластовых флюидов по скважинам, вскрывшим пласт без попадания в трещинную часть, и по скважинам, вскрывшим пласт в трещинной части. Разница в депрессии достигает двух порядков. Так, депрессия продвижения пластовых флюидов по скважинам, вскрывшим пласт без попадания в трещинную часть, составляет 3,5-4,0 МПа, а по скважинам, вскрывшим пласт в трещинной части, - порядка 0,05 МПа. Чтобы цементный раствор не попадал в коллектор, необходимо давление закачки поддерживать ниже депрессии продвижения пластовых флюидов по скважинам, вскрывшим пласт без попадания в трещинную часть, т.е. ниже 3,5-4,0 МПа. После продавки цементного раствора проводят технологическую выдержку под давлением продавки. При этом в качестве цементного раствора используют нефтецементный раствор при соотношении на 1 м³ нефти 1,9-2,1 тонны тампонажного портландцемента плотностью 1570-1600 кг/м³, а продавку нефтецементного раствора выполняют дегазированной нефтью до полного вытеснения из ствола скважины нефтецементного раствора. При технологической выдержке нефтецементный раствор разбавляется флюидами, заполняющими полости трещин. Происходит замещение нефти, которой затворялся нефтецементный раствор, на пластовую воду. Цемент схватывается и твердеет в части трещин, где имеется пластовая вода, и не схватывается и не твердеет в нефтенасыщенной части пласта. В результате такого избирательного действия достигается блокирование трещин от водонефтяного канала и ниже. Коллекторские свойства нефтенасыщенной части продуктивного пласта не ухудшаются.

Для более полного заполнения трещин в процессе закачки цементного раствора плавно увеличивают плотность цементного раствора в вышеуказанных пределах.

Кроме того, смесь не затвердевает в скважине. Отпадает необходимость в разбуривании цементного камня или даже цементного моста в скважине.

В результате проведения операций удается изолировать трещинную часть и сохранить проницаемость коллектора.

Пример конкретного выполнения

Разбуривают залежь 301-303 Ромашкинского месторождения на уровень Серпуховского надгоризонта. При строительстве скважин отложения серпуховского надгоризонта эксплуатируют открытым забоем ограниченной глубины. Проводят исследование скважин на приток свабированием и устанавливают депрессию продвижения пластовых флюидов по скважинам, вскрывшим пласт без попадания в трещинную часть, и по скважинам, вскрывшим пласт в трещинной части. Устанавливают, что депрессия продвижения пластовых флюидов по скважинам, вскрывшим пласт без попадания в трещинную часть, составляет 3,5-4,0 МПа, а по скважинам, вскрывшим пласт в трещинной части, - порядка 0,05 МПа. Устанавливают давление закачки ниже депрессии продвижения пластовых флюидов по скважинам, вскрывшим пласт без попадания в трещинную часть, т.е. ниже 3,5-4,0 МПа, а с необходимым запасом на разброс показателей ниже 2,5-3,0 МПа. В качестве цементного раствора используют нефтецементный раствор при соотношении на 1 м³ нефти 1,9-2,1 тонны тампонажного портландцемента плотностью 1570-1600 кг/м³. Продавку нефтецементного раствора выполняют дегазированной нефтью до полного вытеснения из ствола скважины нефтецементного раствора. Объем закачки нефтецементного раствора составляет 10-20 м³. После продавки цементного раствора проводят технологическую выдержку под давлением продавки. На части скважин для более полного заполнения трещин в процессе закачки нефтецементного раствора плавно увеличивают плотность нефтецементного раствора.

В результате обводненность добываемой продукции снизилась практически со 100% до 10-15%.

Применение предложенного способа позволит повысить эффективность изоляционных работ.

1. Способ изоляции водопритоков или зон поглощения в скважине, включающий вскрытие бурением продуктивного пласта, продавку цементного раствора в заколонное пространство и ожидание затвердения цемента под давлением в скважине, отличающийся тем, что после разбуривания участка залежи проводят исследование скважин на приток свабированием, установление депрессии продвижения пластовых флюидов по скважинам, вскрывшим пласт без попадания в трещинную часть, и по скважинам, вскрывшим пласт в трещинной части, закачку через скважину цементного раствора ведут при давлении не более величины депрессии продвижения пластовых флюидов по скважинам, вскрывшим пласт без попадания в трещинную часть, при этом в качестве цементного раствора используют нефтецементный раствор при соотношении на 1 м³ нефти 1,9-2,1 т тампонажного портландцемента плотностью 1570-1600 кг/м³, а продавку нефтецементного раствора выполняют дегазированной нефтью до полного вытеснения из ствола скважины нефтецементного раствора.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в процессе закачки плавно увеличивают плотность нефтецементного раствора.