RU2002039C1 - Способ селективной изол ции пластовых вод - Google Patents

Description

более дренированную водонасыщенную часть пласта и контактирование с минерализованной пластовой водой .на определенном удалении от ствола скважины с образованием в этой зоне водонепроницаемого экрана, т.е., с одной стороны, предотвращаетс  закупоривание нефтенасыщенного интервала Продуктами реакции гипана с минерализованной водой и, следовательно, сохран ютс  его фильтрационные свойства, а с другой, - фор- мируетс  более надежный водонепроницаемый экран в водонасыщенной части пласта, Это обеспечивает снижение количества воды, добываемой попутно вместе с нефтью и позвол ет увеличить добычу нефти, т.е. повыша- етс  эффективность изол ционных работ.

Способ осуществл ют следующим образом .

В скважину спускают насосно-компрес- сорные трубы, оборудованные внизу паке- ром, который размещают над уровнем пласта, подлежащего изол ции. По насос- но-компрессорным трубам D пласт последовательно закачивают буферную жидкость и тампонирующий агент, реагирующий с ми- нерализованной пластовой водой с образованием нерастворимого осадка. В качестве буферной жидкости преимущественно используют обезвоженную нефть, а в качестве тампонирующего агента - гидролизован- ный полиакрилнитрил (гипан). В зависимости от пористости и проницаемости пласта обезвоженной нефти закачивают 2-5 м3. а гипана 6-14 м (при использовании 5%-ного водного раствора гипана). Закачку буфер- ной жидкости осуществл ют с максимально возможным давлением, не превышающим давлени  гидроразрыва пласта, чем обеспечиваетс  вытеснение минерализованной воды из нефтенасыщенной части пласта и предотвращаетс  возможность реагировани  здесь с ней гипана. Закачку тампонирующего агента ведут с меньшей интенсивностью при отношении величин давлений закачки тампонирующего агента и буферной жидкости, соответствующем отношению количества добываемой из скважины пластовой воды к общему количеству добываемой жидкости. В этих услови х тампонирующий агент проникает в более дре- нированную водонасыщеиную часть пласта и контактируете минерализованной пластовой водой на определенном удалении от дтвола скважины, где в результате образовани  нерастворимого в воде осадка форми- руетс  водонепроницаемый экран. Дл  реагировани  гипана с минерализованной пластовой водой после закачки гипана в пласт скважину выдерживают в течение 48- 72 ч в зависимости от температуры забо , а

затем ввод т в эксплуатацию обычным способом .

Пример. Предлагаемый способ опробован в полевых услови х на 4-х скважинах Соколовогорского месторождени . До проведени  изол ционных обводненность продукции скважин составл ла от 90 до 95%, при этом из-за большой обводненности и глубокого проникновени  во«ы о призабойную часть пласта определить положение водонефт ного контакта не удалось .

В скважину спускали колонну насосно- компрессорных труб, оборудованную внизу пакером, который размещен над кровлей пласта. По колонне насосно-компрессорных труб в пласт последовательно закачивали буферную жидкость и тампонирующий агент, в качестве которых использовали соответственно обезвоженную нефть и 5%- ный водный раывор (ипсжа. Закачку буферной жидкости осуществл ли при давлении , на 20-30 кГс/см (2-3 МПа) меньшем давлени  гидроразрыва пласта, а закачку тампонирующего агента - при давлении, отношение которого к давлению закачки буферной жидкости соответствовало отношению количества пластовой воды, добываемой из скважины до проведени  изол ционных работ, к общему количеству добываемой жидкости. Количество закачиваемой в пласт буферной жидкости составл ло 2,3-4,6 м3,а количество гипана 6,8-14

о

м , После закачки гипана в пласт скважины выдерживали дл  реагировани  гипана с пластовой водой в течение 48-60 ч, а затем вводили в эксплуатацию глубинно-насосным способом.

Показатели обводненности продукции скважин до проведени  изол ционных работ , количества закачанных в пласт обезвоженной нефти и гипана, давлени  закачки нефти и гипана, а также результаты проведени  изол ционных работ, характеризуемые снижением добычи воды, приростом добычи нефти и продолжительностью эффекта , представлены в таблице.

Из таблицы следует, что при закачке буферной жидкости и тампонирующего агента по предлагаемой схеме снижение обводненности продукции скважин и повышение дебита нефти обеспечиваетс  в 100% случаев проведени  изол ционных работ, причем эффект имеет длительный характер, что свидетельствует о более высокой эффективности ограничени  водопритока при использовании предлагаемого способа.

Повышение эффективности ограничени  водопритока может быть объ снено тем, что при такой схеме закачкм уфгрмой

ii/ i OcH( HI a oGecne ( Ml П11 f VC ЛОПИЯ ДЛЯ

r i1 H iPMoro экрана

if г i i r i H/lPClr) И

к t hofiCui его

, i J 1фИ IОМ ОбСС

i( jv ( ,,c и и а во 11 и ., с ь о i и е , ч ti масы пенi i(/ lh 1 i 01 CO О

ir, к подома0

В результате увеличени  дебита нефти и продлени  сроков эксплуатации СКРЕПИ повышаетс  добыча нефти

(56) Кравченко И И и Иманаев Н.Г Изол ци  вод в нефт ных скважипзх, М Гостоп- техиздат, 1960, с.26-34. Тоже, с 70-95

Булгаков Р.Т. i« др Ограничение притока пластових нод Q нефт ные скважины. М.: Недра. 19/6, с 128 рис 41, сх 1, с 132, 135- 136, 147-148, 150-151 (поотогип)

эи с;

ОЛ ИН Ч-;

М . ч vu г,a

„ ОН N i I, 4 , i fjin, jjj,

f арчой

г СИМЗЛЬЛО

u -ib Uiai - uiM

п, гидроразрыва пласта, а закачку годного паст пора гичана при давлении отношапче велпчинь1 когорого к даолению

30 - РЧЧИ Оуфег-чо 1 жидкости соответствует onioi it-tiHio 1сол,, добываемой пз сквзжпны до ИЗСЛРНИИ пластовой воды к Ои14ему ссличес ву доЬыоаопой жидкости :фи этом качестве буферной жидкости

5 мспопыуют обезвоженную нефть