SU1559109A1

SU1559109A1 - Способ изол ции пласта

Info

Publication number: SU1559109A1
Application number: SU874273732A
Authority: SU
Inventors: Александр Яковлевич Соркин; Юрий Анатольевич Поддубный; Владимир Александрович Кан; Игорь Андреевич Сидоров; Виктор Васильевич Иванов; Семен Васильевич Шелемей
Original assignee: Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт
Priority date: 1987-07-01
Filing date: 1987-07-01
Publication date: 1990-04-23

Abstract

Изобретение относитс к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при добыче газа. Цель - повышение эффективности селективной изол ции пласта при наличии в нем не однородных по проницаемости интервалов за счет предотвращени попадани тампонирующего состава в низкопроницаемые нефтегазонасыщенные интервалы. В пласт закачивают пену при давлении, большем давлени начала фильтрации ее в низкопроницаемые нефтегазонасыщенные интервалы. Затем сбрасывают давление на устье скважины. Тампонирующий состав закачивают и продавливают при давлении, меньшем давлени закачивани пены в пласт, но большем давлени начала фильтрации пены в высокопроницаемые обводненные интервалы пласта. Данный способ позвол ет практически исключить снижение начальной проницаемости низкопроницаемого интервала. 1 табл.

Description

Изобретение относитс к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изол ции высокопроницаемых интервалов в добывающих и нагнетательных скважинах, а также может быть использовано при добыче газа.

Цель изобретени - повышение эффективности селективной изол ции пласта при наличии в нем неоднородных по проницаемости интервалов за счет предотвращени попадани тампонирующего состава в низкопроницаемые неф тегаэонасыщенные интервалы,

Способ изол ции пласта состоит в закачивании в пласт буферной жидкости в виде пены при давлении, большем давлени начала фильтрации ее в низкопроницаемые нефтегазонасыщенные

интервалы8 затем сбрасывают давление на устье скважины, а тампонирующий состав закачивают и продавливают при давлении, меньшем давлени закачивани пены в пласт, но большим давлени начала фильтрации пены в высокопро- ницаемые обводненные интервалы пласта.

Дл осуществлени способа необхф- димо знать порометрическую характеристику коллектора (по керновому материалу , геофизическим исследовани м ). Исход из условий проникновени пузырьков пены в пористую среду, их диаметр выбираетс таким образом, чтобы происходила фильтраци пены как в высокопроницаемые обводненные, так и в нефтегазонасыщенные менее проницаемые интервалы пласта.

сл ел

с&

о

Ј

После продавки пены в пласт на устье скважины осуществл ют сброс давлени , что влечет за собой снижение забойного давлени , а это в свою очередь приводит к увеличению диаметров пузырьков пены и блокиро- ванию нефтегазонасыщенных интервалов

Осуществл последующую продавку тампонирующего состава при давлении, меньшем давлени закачки пены в пласт, можно гарантировать, что тампонирующий состав будет фильтроватьс только в высокопроницаемые обводненные интервалы коллектора,

Величину давлени продавки тампонирующего состава выбирают такой, чтобы средний диаметр пузырьков пены находилс в пределах

DH D

П2

где dh - средний диаметр пузырьков

пены, мкм;

0 - средний диаметр пор нефте- газонасыщенного интервала, мкм;.

DM - средний диаметр пор высокопроницаемого интервала, мкм, Пена примен ема дл временного блокировани нефтегаэонасыщенных интервалов, должна обладать интенси- фицирующими приток нефти (газа) свойствами (кислотна , декольматирующа и т.д.)-Таким образом, применение пены в качестве буферной жидкости носит дво кий характер; она предотвращает попадание тампонирующего состава в нефтегазосодержащие интервалы5 а также увеличивает их продуктивность,

Выбор состава пенообраэующего раствора осуществл етс в зависимости от пород коллектора, свойств пластовых флюидов, причин, вызывающих ухудшение естественной проницаемости. Кроме того, врем жизни (устойчивость) пены не должно превышать времени оста- новки скважины дл формировани водо- изолирующей блокады. Объем пены беретс из расчета обработки нефтегазосо- держащих интервалов в радиусе 0,2-5 м

В качестве тампонирующего состава

может использоватьс любой, который подбираетс в соответствии с характеристикой изолируемых интервалов плас

та. Выбор объема тампонирующего состава осуществл етс исход из геолого- технической характеристики скважины и параметров самого тампонирующего состава.

Q

0

35

5

Q

45

50

40

55

Исследовани способа проведены на фильтрационной установке, включающей две модели пласта различной проницаемости (соединенных параллельно ), насос, источник газа ( баллон с азотом), аэратор (дл приготовлени пены), систему трубопроводов и контрольно-измерительные приборы (КИП).Результаты исследований представлены в таблице.

Как видно из таблицы, предлагаемый способ позвол ет практически исключить снижение начальной проницаемости низкопроницаемого образца. При обработке неоднородного пласта, обводненного пластовой водой, по разработанному способу достигаетс предотвращение попадани тампонирующего состава в низкопроницаемые, содержащие нефть (газ) пропластки, и весь тампонирующий состав идет на изол цию притока пластовых вод, поступающих из высокопроницаемых интервалов.

Пример. Параметры скважины: глубина 1986 м, интервалы перфорации 1955-1959 м, 1970-1973 м, нижний интервал обподнен пластовой водой, его проницаемость 2,574 мкм , пористость 23,5%, проницаемость верхнего нефте- иасыщенного интервала 1,635 мкм , пористость 22%. Пластовое давление 19,5 МПа, Обводненность продукции скважины 95%о Нефтенасыщенный интервал не закольматирован, В качестве буферной жидкости используют двухфазную пену на основе 1%-ного раствора ДС-РАС в дистиллированной зоде. В качестве тампонирующего материала используют гелеобразуюций состав, включающий 700% КМЦ, 3% бихромата кали и остальное воду,

В наеосно-компрессорные трубы через аэратор закачивают пену, состо щую из 2,8 м3 пенообразукщегс раствора и 283 м3 воздуха, затем 8,8 м3 тампонирующего состава и продавочную жидкость, например воду, в объеме 8 м , при этом, когда пена начнет выходить из башмака НКТ, закачивание производ т при расходе, обеспечивающем давление на забое скважины не менее 31,4 МПа, чтобы пена фильтровалась и в высоко- и низкопроницаемые интервалы. Затем давление на устье скважины сбрасывают. После этого закачивают в скважину тампонирующий состав при забойном давлении в интервале 18,6-31,4 МПа, при этом его фильт51559

раци происходит только в высокопроницаемый интервал. Скважина оставл етс на реагирование в течение 12 ч дл обеспечени полного схватывани гелеобразующего состава и разрушени двухфазной пены в низкопроницаемом интервале.

Claims

Формула изобретени

Способ изол ции пласта, включающий последовательное закачивание в него буферной жидкости в виде пены и тампонирующего состава, отличающийс тем, что, с целью повышени эффективности селективной

0

5

096

изол ции пласта при наличии в нем неоднородных по проницаемости интервалов за счет предотвращени попадани тампонирующего состава в ннзкопрони- цаемые нефтегазонасыщенные интервалы, пену закачивают в пласт при давлении, большем давлени начала фильтрации ее в низкопроницаемые нефтегазонасыщенные интервалы, затем сбрасывают давление на устье скважины,а тампонирующий состав закачивают и продавливают при давленииt меньшем давлени закачивани пены в пласт, но большем давлени начала фильтрации пены в высокопроницаемые обводненные интервалы пласта.

20,2 Р, 2,3 Р, Р4 3,5 8,1 Р 9,5

К, 0,10 202 K i 7,31,1