книги из ГПНТБ / Кравченко И.И. Изоляция вод в нефтяных скважинах

Необходимо отметить, что дебит нефти на скв. 524 и 735 сни­ зился в основном в течение первого месяца работы скважин, а к третьему месяцу полностью восстановился.

Таким образом, на всех скважинах, кроме скв. 496, дебит нефти после изоляционных работ остался без изменения или увеличился.

Количество воды в добываемой жидкости уменьшилось на всех скважинах, за исключением скв. 1176 и 576. Увеличение содержания воды на скв. 1176 объясняется тем, что гидроразрыв произошел в нефтенасыщенной части пласта. Чтобы предотвра­ тить попадание цемента в трещины, образованные при гидро­ разрыве, на скважине провели обычную цементную забойную заливку с предварительной срезкой цементного раствора ниже образованных трещин. В пласт задавили всего 50 л цемента

инегерметичность цементного кольца за колонной не ликвиди­ ровали. После изоляционных работ скважину перевели с глу­ биннонасосного способа эксплуатации на фонтанный. В резуль­ тате гпдроразрыва нефтенасыщенпой части пласта дебиты нефти

иводы увеличились.

На скв. 576 после изоляционных работ дебит нефти увели­ чился более чем вдвое (с 17 до 36,9 т/сутки).

Процентное содержание воды снизилось с 32,0 до 26,1, но дебит воды благодаря увеличению отбираемой жидкости также

Раньше, чем перейти к классификации капитальных ремонтов по категориям, будет интересно кратко проанализировать про­ веденные изоляционные работы по некоторым, наиболее инте­ ресным скважинам, так как такой анализ позволит в будущем избежать допущенных ранее ошибок и покажет более ясно эффек­ тивность метода.

Скв. 428 (рис. 42). Обводнение этой скважины происходило сначала довольно медленно, так как в пласте имелся небольшой глинистый раздел, препятствующий подтягиванию конуса воды. Однако после поднятия зеркала воды выше этого раздела и в результате более интенсивной закачки воды в нагнетательные скважины, начиная с августа 1954 г., обводнение скважины начинает резко прогрессировать и в мае 1955 г. она полностью обводнилась.

Необходимо отметить, что по данным РК и эксплуатации соседних скважин, пласт Дп в скв. 428 к маю 1955 г. был пол­

ностью обводнен. Поэтому ее решили перевести на эксплуатацию пласта Д .

Однако прежде произвели последнюю попытку его эксплуата­ ции, применив изоляцию подошвенных вод описываемым в данном разделе методом. Причем в эксплуатации оставили только

скважина давала в течение 6 месяцев 7—8 т/сутки нефти с со­ держанием воды в добываемой жидкости приблизительно 35%. Через 7 месяцев вследствие полной обводненности пласта сква­ жину перевели на эксплуатацию горизонта Дг Очевидно, резуль­

тат, полученный в обводненном пласте, содержащем, вероятно, лишь незначительное количество нефти в своей верхней части, можно считать положительным.

Скв. 80 (рис. 37, стр. 92), эксплуатирующая почти всю мощ­ ность пласта Дп, была впервые сдана в капитальный ремонт

в 1952 г. при 30%-ном обводнении. После этого ремонта вскрыли только верхнюю часть пласта (4,5 .и вместо 12 м) и скважина давала 20% воды при отборе жидкости погружными электро­ насосами приблизительно 100 т/сутки. После двух лет работы скважина начала обводняться, ее перевели на глубинный насос, и в течение 5 месяцев дебит ее снизился до 27 т/сутки при со­ держании воды в добываемой жидкости 52%.

При проведении изоляционных работ на забое скважины обнаружили колонну штанг высотой более 30 м, которую не уда­ лось извлечь из скважины. При фрезеровании штанг, продол­ жавшемся около 2 месяцев, скважина поглотила большое коли­ чество пресной воды, чем и объясняется повышенное количество воды в добываемой жидкости в первые 2 месяца эксплуатации

164

раствора) создали экран из вязкой нефти у нижних эксплуата­ ционных отверстий и мощность вскрытой ласти пласта сократили с 4,5 до 2,5 м, добыча нефти осталась без изменения, а содержание воды снизилось с 52 до 5—10%. Этот результат, несомненно,

проведены два капитальных ремонта, вследствие которых сни­ зилось процентное содержание воды в добываемой жидкости и значительно снизился дебит нефти. Первый капитальный ремонт

центное содержание воды снизилось с 31,2 до 13,2. Скважина эксплуатируется более 2,5 лет. Очевидно, полученный резуль­ тат положителен.

Скв. 132 (рис. 44) и 133. Поскольку обе скважины давали чистую воду и пласт признали полностью обводненным, чтобы выявить наличие остаточной нефти в пласте, на скважинах про­ извели капитальные ремонты.

Скв. 132 в течение первых 3 месяцев после изоляционных работ давала 12,5 т/сутки нефти при содержании воды в добы­ ваемой жидкости приблизительно 60%. Через 1,5 года скважина давала 5 т/сутки нефти и 30% воды, но при периодической работе. Далее скважина перешла на чистую воду, и ее снова сдали в капитальный ремонт для перевода на вышележащий горизонт.

Скв. 133 после изоляционных работ продолжала давать чистую воду. В 1958 г. ее перевели на форсированный отбор жидкости (после вскрытия всей мощности пласта), но положительных результатов не получили. Только изредка скважина подавала незначительные количества нефти, что свидетельствовало о пол­ ном обводнении пласта.

Скв. 313 (рис. 45). В этой скважине вода появилась в незна­ чительных количествах с первого дня эксплуатации при распо­

центное содержание воды в добываемой жидкости заметно уве­ личилось (с 10 до 19%), что, вероятно, указывало на начало обвод­ нения вследствие подтягивания конуса воды, так как до этого

за 3 года эксплуатации скважины содержание воды увеличилось только с 2 до 10%.

В результате изоляционных работ (в пласт закачали 8л3 нефти, 13,6 м3 вязкой нефти, 0,35 т песка и 2,4 м3 цементного раствора), заключавшихся в создании, водонепроницаемого экрана на I .ч ниже нижних эксплуатационных отверстии, дебит нефти

ляционных работ дебит нефти снизился с 75 до 17 т/сутки, а содержание воды возросло до 32%. При изоляционных работах (было закачано 26 м3 нефти, 2 т песка и 2,2 м3 цементного рас­ твора) уровень нижних эксплуатационных отверстии подняли на 4,5 м и мощность пласта сократили на 39%. Несмотря на это, в результате изоляционных работ дебит нефти увеличился с 17 до 37 т/сутки, а содержание воды снизилось с 32 до 26%. Эффект от изоляции длится более 2 лет.

Скв. 654 (рис. 47). В этой скважине пласт Д1 был вскрыт

торпедной перфорацией ТПК-32, вследствие чего при подходе подошвенной воды к забою скважины опа полностью обводнилась в течение 2—3 месяцев.

При проведении первого капитального ремонта в 1955 г. предполагалось, что пласт полностью обводнен, и поэтому в экс­ плуатации был оставлен только верхний малопроппцаемый про­ пласток, отделенный от основного пласта глинистым разделом. В результате капитального ремонта — цементная забойная за­ ливка под давлением с использованием глинистого раздела как

водит к полному обводнению скважин в течение короткого вре­ мени вследствие разрушения цементного кольца за колонной, хотя пласт и остается частично нефтеносным.

Поэтому на скв. 654 решили создать искусственный водо­ непроницаемый экран в изолированной ранее основной части, пласта. В интервале 1583,5—1584,5 м произвели гидроразрыв пласта и в образованные им трещины закачали 13,3 м3 девон­ ской нефти (в это время мазута не было на промыслах), 0,6 т песка и 1,2 at3 цементного раствора. Искусственный забой и уро­ вень нижних эксплуатационных отверстий были понижены па

168

(южная часть Александровской площади) произошло вследствие некачественного цементирования, так как почти все эти скважины были перфорированы ТПК-32 и ТПК-22.

Скв. 153, эксплуатирующая пласт Дп, в течение 6 лет давала

что соответствовало данным, полученным на основании дина­ мики обводнения этой и соседних скважин, а также анализа каротажных диаграмм этих скважин. Поэтому решили создать

Замеры ГК (рис. 48) показали, что изотопы проникли в интер­ валы 1676-1677, 1678-1679 и 1679,5-1680,5 м.

После повторной промывки и задавки в пласт 59 м3 вязкой нефти была снята повторная кривая ГК, которая показала про­ никновение изотопов в интервалы 1676—1677 и 1680—1681 м.

Таким образом, сложилось впечатление, что трещины об­ разовались в кровле пласта и интервале, где был проведен гидроразрыв.

Так как цементный раствор в случае проникновения в верх­ нюю трещину (у кровли пласта) не должен снизить дебит нефти, провели цементную забойную заливку под давлением с задавкой в пласт 3,8 м3 цементного раствора и добавкой в него изотопов. После разбуривания цементного стакана сняли кривую ГК, которая показала проникновение цементного раствора в интер­ вал 1678—1679 м. Проникновение изотопов в цементном растворе в трещину, расположенную в интервале 1678—1679 м, показало, что фактически были образованы три трещины. При задавке мазута изотопы в средней трещине были оттеснены в глубь пласта и вследствие этого не были обнаружены при снятии повторной кривой ГК.

К сожалению, факт проникновения изотопов в трещину 1678— 1679 м не учли и дальнейшие работы проводили по ранее соста­ вленному плану, т. е. перфорировали интервал 1675—1679 ж. Чтобы получить положительные результаты в течение длитель­ ного времени, следовало бы произвести перфорацию в интер­ вале 1675—1677,5 м с установкой искусственного забоя на глу­ бине 1578 м.

170

Несмотря на то, что нижние эксплуатационные отверстия находились ниже искусственного экрана, после капитального ремонта дебит нефти увеличился с И до 20,5 т/сутки, а содер­ жание воды снизилось с 75 до 32,5%. Во втором месяце работы, как и следовало ожидать, процентное содержание воды увели­ чилось до 51,8. Несмотря па некачественно проведенные ра­

нефти с содержанием воды в добываемой жидкости приблизитель­ но 40-50%.

Скв. 306 (рис. 49) вступила в эксплуатацию без воды, которая появилась через 7 месяцев работы. Перед проведением изоля­ ционных работ для проверки качественности цементирования

вскважину закачали водный раствор изотопов, который проник

винтервал 1654,4—1667,6 м, т. е. на 4,6 м ниже нижних эксплуа­ тационных отверстий, что свидетельствовало о некачественностп цементного кольца за колонной. Обводнение скважины проис­ ходило подошвенной водой через негерметичное цементное кольцо.

На этой скважине произвели гидроразрыв пласта в интер­

Таким образом, искусственный экран создали на 1 м ниже ниж­ них эксплуатационных отверстий, существовавших до капиталь­ ного ремонта.

До изоляционных работ из скважины получали 37,5 т/сутки

Скв. 315 (рис. 50), эксплуатирующая пласт Дп, обводнилась подошвенной водой. По заключению РК при определении ВНК установили, что пласт песчаника Дп ниже 1711 м обводнен; в пласте Д , против которого колонна скважины не перфориро­

вана, ВНК определен на глубине 1692,2 м, хотя соседние сква­ жины, работающие в пласте Д , дают безводную нефть. Закачанные

изотопы в пласт Дх проникли в интервал 1700—1716 м. Таким

образом, было доказано, что цементное кольцо за колонной гер­ метично ниже интервала перфорации (1705—1717 м) и негер­ метично между пластами Дх и Дп.

Чтобы изолировать подошвенную воду и исправить нека­ чественное цементирование между пластами Дх и Дп, создали

искусственный экран в интервале 1711—1712,1 м (10 м3 нефти, 47,5 м3 вязкой нефти и 1,2 м3 цементного раствора)

После капитального ремонта скважину перфорировали в ин­ тервале 1705—1710,2 м с установкой искусственного забоя на глубине 1710,2 м. Уровень нижних эксплуатационных отвер­ стий был поднят на 6,8 м, и вскрытая мощность пласта сокращена

171