RU2775120C1 - Способ изоляции водопритока в пласте с подошвенной водой - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли и может быть использовано при разработке нефтяных залежей с подошвенной водой. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции водопритока в пласте на большом участке пласта с подошвенной водой за счет единовременного создания водоизоляционного экрана на всех скважинах данного участка перед началом их эксплуатации. Способ изоляции водопритока в пласте с подошвенной водой включает отбор нефти через добывающие скважины. Также способ включает закачку воды через нагнетательные скважины, выявление скважин, добывающих избыточную воду, источником обводнения которых является подошвенная вода. Также способ включает проведение работ по ограничению добычи избыточной воды с необходимым объёмом закачки водоизолирующих составов в водоносный интервал с подошвенной водой для получения водоизолирующего экрана. Способ включает исследования по определению участка пласта с подошвенной водой. Исследования производят на стадии разведки. После проведения исследований участок пласта разбуривают сетками скважин с определением в каждой скважине уровня водонефтяного контакта между нефтеносным интервалом и подошвенной водой. Осуществляют закачку водоизолирующего состава в водоносный интервал с подошвенной водой с интервалом закачки состава не менее 2 м для получения водоизолирующего экрана перед началом эксплуатации скважин и в объеме, обеспечивающем проникновение водоизолирующего состава как минимум на половину расстояния до соседней скважины. Эксплуатацию добывающих и нагнетательных скважин ведут с учетом сдвиговых давлений созданного водоизоляционного экрана для исключения его смещения и разрушения. 1 з.п. ф-лы.

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли и может быть использовано при разработке нефтяных залежей с подошвенной водой.

Известен способ повышения нефтеотдачи продуктивного пласта (патент RU № 2528805, МПК Е21В 43/22, опубл. 20.09.2014 Бюл. № 26), включающий проведение изоляционных работ пластовой, подошвенной воды или заколонной циркуляции, при этом при проведении изоляционных работ в водонасыщенную часть пласта производят закачку водоизолирующей полимер-глинисто-кварцевой системы и дополнительно закрепляют призабойную зону пласта и внутреннее пространство ствола скважины герметизирующей быстросхватывающей тампонажной смесью, причем водоизолирующую полимер-глинисто-кварцевую систему закачивают через перфорационные отверстия колонны ниже водонефтяного контакта - ВНК - с созданием дополнительного экрана не менее 20 м по радиусу от ствола скважины; герметизирующую быстросхватывающуюся тампонажную смесь закачивают через перфорационные отверстия колонны выше ВНК с созданием дополнительного экрана не менее 5 м по радиусу от ствола скважины; вскрывают нефтенасыщенный интервал продуктивного пласта перфорационными отверстиями глубиной, выходящей за пределы загрязненной зоны; осуществляют повторное вскрытие продуктивного пласта с проведением гидроразрыва - ГРП - или физико-химических, волновых, механических, акустических методов воздействия на нефтенасыщенный интервал.

Недостатками способа являются низкая эффективность изоляции водопритока в пласте подстилаемой водой на большом участке (в районе 5 – 50 скважин), сложность и очень высокая стоимость (в 3 – 5 раз больше кумулятивной и гидромеханической перфорации) вторичного вскрытия нефтеносного интервала с заколонным экраном не менее 5 м.

Наиболее близким по технической сущности является способ изоляции водопритока нефтедобывающей скважины (патент RU № 2793279, МПК Е21В 43/32, Е21В 43/11, Е21В 43/16, опубл. 10.08.2016 Бюл. № 22), включающий закачку водоизолирующего материала в околоскважинную зону и отбор нефти, причем проводят перфорацию в добывающей скважине интервала водонефтяного контакта, интервала выше и ниже водонефтяного контакта, закачку в интервал водонефтяного контакта первой оторочки водоизолирующего материала, имеющего плотность больше плотности нефти и меньше плотности пластовой воды и создающего барьер для протекания пластовой воды при контакте с пластовой водой, остановку закачки, одновременную закачку в интервал выше водонефтяного контакта первой оторочки нефти и в интервал ниже водонефтяного контакта первой оторочки пластовой воды с одинаковым давлением и с одинаковым расходом, прекращение закачки, закачку в интервал водонефтяного контакта второй оторочки водоизолирующего материала, остановку закачки, одновременную закачку в интервал выше водонефтяного контакта второй оторочки нефти и в интервал ниже водонефтяного контакта второй оторочки пластовой воды с одинаковым давлением и с одинаковым расходом, прекращение закачки, повторение операций закачки оторочек водоизолирующего материала и нефти и пластовой воды до начала схватывания водоизолирующего материала, проведение технологической выдержки для схватывания и твердения водоизолирующего материала, изоляцию в скважине интервала водонефтяного контакта и интервала ниже водонефтяного контакта от верхнего объема скважины и отбор нефти через интервал выше водонефтяного контакта, при этом объемы всех первых оторочек поддерживают одинаковыми и объемы всех вторых оторочек поддерживают одинаковыми.

Недостатками данного способа являются низкая эффективность изоляции водопритока в пласте подстилаемой водой на большом участке (в районе 5 – 50 скважин) в том числе и вертикальных трещин, через которые жидкость из водоносного интервала пласта перемещается в нефтеносную, так как миграция вверх водоизолирующего состава, имеющего плотность больше плотности нефти и меньше плотности пластовой воды, происходит только за счет разности плотностей (плотность нефти: 730 – 1040 кг/м³, пластовой и минеральной воды – 1020 – 1100 кг/м³), что не эффективно особенно в пластах с высоким пластовым давлением.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки обводненной нефтяной залежи (патент RU № 2318993, МПК Е21В 43/16, опубл. 10.03.2008 Бюл. № 7), включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку воды через нагнетательные скважины, замер добычи жидкости, ее обводненности и добычи нефти; выявление скважин, добывающих избыточную воду, источников обводнения скважин, в том числе сравнительным анализом динамик добычи жидкости и ее обводненности; и проведение работ по ограничению добычи избыточной воды, отличающийся тем, что дополнительно проводят исследования объемов закачки по нагнетательным скважинам и исследования показателей энергетического состояния пласта, количество избыточной воды определяют путем сравнительного анализа фактической зависимости логарифма текущего водонефтяного фактора от накопленной добычи нефти с расчетной, обеспечивающей проектную выработку запасов нефти данной скважины, по каждой скважине определяют приведенный водонефтяной фактор, за который принимают накопленный водонефтяной фактор на момент достижения фиксированного значения обводненности, определяемого экспертным путем; в скважинах, имеющих наиболее высокие значения приведенного водонефтяного фактора, наиболее вероятным источником обводнения признают контурные или подошвенные воды; в скважинах, имеющих наиболее низкие значения приведенного водонефтяного фактора, наиболее вероятным источником обводнения признают прорыв закачиваемых вод; уточнение источника обводнения осуществляют сравнительным корреляционным анализом динамик: закачки по нагнетательным скважинам, добычи жидкости, нефти, воды, обводненности по добывающим скважинам, показателей энергетического состояния пласта и/или интенсивности гидродинамического воздействия на пласт; с учетом полученных данных, а также строения залежи и существующей системы разработки разрабатывают и проводят комплекс мероприятий на добывающих и нагнетательных скважинах по ограничению добычи избыточной воды, причем в случае, когда источником обводнения добывающих скважин является прорыв подошвенных или контурных вод, в первую очередь проводят мероприятия по восстановлению эффективности системы поддержания пластового давления (ППД) с целью восстановления пластового давления до начального значения, причем источником обводнения признают прорыв подошвенных вод по заколонному пространству, если наблюдается обратная корреляция динамики обводненности добываемой жидкости с динамикой добычи жидкости; после проведения первоочередных работ по восстановлению эффективности системы ППД и пластового давления на оставшихся проблемных скважинах, добывающих избыточное количество воды, проводят работы по ликвидации заколонной циркуляции.

Недостатками данного способа являются низкая эффективность изоляции водопритока в пласте подстилаемой водой на большом участке (в районе 5 – 50 скважин), сложность определения характера водопритоков и проводимых мероприятий по изоляции водопротоков как реагентным так и гидродинамическим воздействиями на пласт, что в условиях изменяемых условий в пласте дает временный результат, после которого необходимо повторять ряд подобных операций.

Общим недостатком всех способов является проведение водоизоляционных работ уже после интенсивного проявления водопритока в продукцию скважин и только на отдельных выбранных скважинах, что требует постоянного мониторинга и эффективность водоизоляции оказывается временной из-за прорыва подошвенных вод на других участках пласта в обход водоизолирующего экрана, что требует постоянного привлечения техники и бригад капитального ремонта (КРС) скважин для водоизоляционных работ.

Технической задачей предлагаемого изобретения является создание способа изоляции водопритока в пласте с подошвенной водой, позволяющего эффективно производить на большом участке пласта с подошвенной водой за счет единовременного создания водоизоляционного экрана на всех скважинах данного участка перед началом их эксплуатации.

Техническая задача решается способом изоляции водопритока в пласте с подошвенной водой, включающим отбор нефти через добывающие скважины, закачку воды через нагнетательные скважины, замер добычи жидкости, выявление скважин, добывающих избыточную воду, источником обводнения которых является подошвенная вода, и проведение работ по ограничению добычи избыточной воды с необходимым объёмом закачки водоизолирующих составов в водоносный интервал с подошвенной водой для получения водоизолирующего экрана.

Новым является то, что исследования по определению участка пласта с подошвенной водой производят на стадии разведки, после чего участок пласта разбуривают сетками скважин с определением в каждой скважине уровня водонефтяного контакта между нефтеносным интервалом и подошвенной водой, а закачку водоизолирующего состава осуществляют в водоносный интервал с подошвенной водой с интервалом закачки состава не менее 2 м для получения водоизолирующего экрана перед началом эксплуатации скважин и в объеме, обеспечивающим проникновение водоизолирующего состава как минимум на половину расстояния до соседней скважины, причем эксплуатацию добывающих и нагнетательных скважин ведут с учетом сдвиговых давлений созданного водоизоляционного экрана для исключения его смещения и разрушения.

Новым является также то, что при толщине интервала с подошвенной водой 1,5 м и менее закачку водоизоляционного состава производят снизу в нефтеносный интервал для обеспечения интервала закачки состава не менее 2 м.

Способ реализуется в следующей последовательности.

При проведении разведывательных работ (геофизическими исследованиями, разбуривание пласта разведывательными скважинам и/или т.п.) определяют участок нефтеносного пласта с подошвенной водой. Этот участок пласта разбуривают скважинами с последующим креплением обсадными колоннами по любой из известных сеток. В ходе строительства каждой скважины уточняют уровень водонефтяного контакта (ВНК) между нефтеносным интервалом и подошвенной водой. Для проведения работ по ограничению добычи избыточной воды осуществляют вторичное вскрытие скважины перфорацией для обеспечения интервала (вскрытия) закачки водоизолирующего состава не менее 2 м, так как на практике на месторождениях Республики Татарстан (РТ) определили, что для получения протяженного (с радиусом от ствола скважины 100 – 150 м) и устойчивого водоизолирующего экрана, необходим интервал закачки не менее 2 м. Интервал вскрытия располагают в водоносном интервале подошвенной воды, а при толщине интервала с подошвенной водой 1,5 м вскрывают и нефтеносный интервал выше уровня ВНК для обеспечения интервала закачки не менее 2 м. В интервал закачки каждой скважины закачивают водоизолирующий состав (цементный раствор, глинистый раствор, гелеообразующий раствор, сложные твердеющие сочетания и т.п.) в объеме, обеспечивающим проникновение водоизолирующего состава как минимум на половину расстояния до соседней скважины (с радиусом 100 – 150 м для месторождений РТ). Водоизолирующие тампонирующие составы (RU №№ 2093668, 2128281, 2139419, 2169256, 2244110, 228342 и т.п.) и способы их применения известны в большом количестве из открытых источников (авторы на них не претендуют). В зависимости от водоизолирующего состава и получаемого водоизоляционного экрана для пласта с выбранным участком в лабораторных условиях (по керну) определяют сдвиговое давление (перепад давлений, при котором происходит сдвиг и/или разрушение водоизолирующего экрана). После технологической выдержки, достаточной для образования устойчивого водоизоляционного экрана из закаченного состава скважины запускают в эксплуатацию в нефтеносном интервале: отбор нефти через добывающие скважины, а закачку воды через нагнетательные скважины с учетом сдвиговых давлений созданного водоизоляционного экрана, то есть чтобы перепад давлений при работе скважин в районе этого экрана не превышал сдвиговых давлений, что обеспечивает длительную и надежную изоляцию (10 и более лет на месторождениях РТ) нефтеносного интервала пласта от подошвенной воды. При этом весь период эксплуатации скважин данного участка пласта до обводнения из-за поддержания пластового давления закачкой в нагнетательные скважины (это обычно на месторождениях РТ в 4 – 5 раз дольше, чем образования водного конуса от подошвенной воды) не требуется периодической остановки и проведения изоляционных работ в каждой скважине отдельно от проникновения подошвенной воды, что значительно снижает временные и финансовые затраты на эксплуатацию подобных участков (по времени в 3 – 4 раза, по материалам (реагенты, продувочная жидкость и/или т.п.) примерно в 2 раза).

Предлагаемый способ изоляции водопритока в пласте с подошвенной водой позволяет эффективно производить на большом участке пласта с подошвенной водой за счет единовременного создания водоизоляционного экрана на всех скважинах данного участка перед началом их эксплуатации.

Claims (2)

1. Способ изоляции водопритока в пласте с подошвенной водой, включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку воды через нагнетательные скважины, выявление скважин, добывающих избыточную воду, источником обводнения которых является подошвенная вода, и проведение работ по ограничению добычи избыточной воды с необходимым объёмом закачки водоизолирующих составов в водоносный интервал с подошвенной водой для получения водоизолирующего экрана, отличающийся тем, что исследования по определению участка пласта с подошвенной водой производят на стадии разведки, после чего участок пласта разбуривают сетками скважин с определением в каждой скважине уровня водонефтяного контакта между нефтеносным интервалом и подошвенной водой, а закачку водоизолирующего состава осуществляют в водоносный интервал с подошвенной водой с интервалом закачки состава не менее 2 м для получения водоизолирующего экрана перед началом эксплуатации скважин и в объеме, обеспечивающем проникновение водоизолирующего состава как минимум на половину расстояния до соседней скважины, причем эксплуатацию добывающих и нагнетательных скважин ведут с учетом сдвиговых давлений созданного водоизоляционного экрана для исключения его смещения и разрушения.

2. Способ изоляции водопритока в пласте с подошвенной водой по п. 1, отличающийся тем, что при толщине интервала с подошвенной водой 1,5 м и менее закачку водоизоляционного состава производят снизу в нефтеносный интервал для обеспечения интервала закачки состава не менее 2 м.