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

мому пропластку (1619—1632 м), в то время как нижний про­ пласток (1633—1637 ж) не был обводнен и выработку нефти из него не закончили.

Несомненно, что такой же вид обводнения может быть и в лито­ логически однородных пластах, так как и в них существуют более проницаемые зоны и неоднородные глинистые и алевролитовые разделы, которые ввиду своей малой мощности не определяются методом БКЗ.

Опыты изоляции подошвенных вод в монолитных пластах при обводнении скважин по этому варианту еще не проводили. Оче­ видно, здесь необходимо изолировать проницаемые пропластки, по которым происходит обводнение, что не представит значи­ тельных трудностей при условии определения их точного распо­ ложения в пласте.

Другой способ предотвращения обводнения эксплуатацион­ ных скважин по более проницаемым пропласткам достаточно хо­ рошо освещен в иностранной литературе [22, 29]. Он заключается в частичной изоляции наиболее проницаемых пропластков нагне­ тательных скважин, чтобы по всей мощности пласта проницае­ мость в них была приблизительно равноценна. К сожалению, этот метод еще не нашел себе применения на промыслах Башки­ рии и Татарии.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОЛОЖЕНИЯ ВНК

Для успешного проведения изоляционных работ необходимо знать положение ВНК в эксплуатирующемся пласте. По нему устанавливают интервал пласта, в котором необходимо создать водонепроницаемый экран для разобщения нефтенасыщенной и водонасыщенной частей пласта.

На промыслах Башкирии и Татарии ВНК в эксплуатирую­ щихся скважинах отбивается методом радиокаротажа (гаммакаротаж и нейтроно-гамма-каротаж). Область доступных измере­ ний этого метода пока не превышает 10—20 см от ствола сква­ жины, что позволяет определить в монолитных пластах не ВНК, а только какую-то часть вершины конуса обводнения.

Однако этот метод очень часто дает совершенно ошибочное представление о положении в пласте вершины конуса обводне­ ния, поэтому в большинстве случаев им пользоваться нельзя.

Очень часто метод РК показывает завышенный уровень ВНК. Проведение изоляционных работ по полученным данным приводит к отрицательным результатам, так как значительно снижается добыча нефти. Нередко, определив уровень ВНК по этому методу, заключают, что пласт обводнен, в действительности же оказы­ вается, что он водонефтенасыщен.

Реже метод РК показывает заниженный уровень ВНК.

В табл. 5 собраны данные по скважинам, эксплуатирующим монолитный пласт, обработанный методом задавки больших ко-

40

личеств вязкой нефти и цемента на водной или углеводородной основе в трещины, образованные в процессе гидравлического раз­

рыва пласта.

Анализ этой таблицы показывает, что только на четырех сква­ жинах из 21 получили результаты, которые можно использовать при изоляционных работах. На 15 скважинах ВНК явно завышен и на одной занижен. Таким образом, получили только 20% дан­ ных по ВНК, которые приблизительно соответствовали действи­ тельному положению вершины конуса обводнения в пласте.

На промыслах Татарии, где скважины перед началом изоляцион­ ных работ не работали в течение 7—8 дней и более, метод РК дал 40—50% положительных результатов; па промыслах же Башки­ рии, где РК производят сразу же после сдачи скважины в капи­ тальный ремонт, этот метод пе дал более 20—25% положительных результатов.

На основании данных, приведенных в табл. 5, а также анализа многочисленных данных по РК на промыслах Башкирии можно прийти к следующим выводам.

1. РК пе определяет действительного местоположения ВНК в эксплуатирующихся скважинах с пластом, мощность которого пе превышает 5 м, а также в скважинах, обводненных более чем на 50%.

2. ВНК определяется РК в скважинах со значительной вскры­ той мощностью пласта (более 5 м) и с небольшим содержанием воды в добываемой жидкости (до 25—30%).

Таким образом, в большинстве случаев приходится определять ВНК, основываясь на анализе многочисленных косвенных дан­ ных, таких, как каротажная диаграмма и динамика обводнения данной скважины и ее окружающих, продвижение контура неф­ теносности, расположение скважины па структуре, каротажные диаграммы и заключение по БКЗ в соседних, вновь пробуренных скважинах и т. д.

ВЫБОР ИНТЕРВАЛА ПЛАСТА ДЛЯ ЗАДАВКИ ВОДОИЗОЛИРУЮЩИХ РЕАГЕНТОВ В ПЛАСТ

Правильный выбор интервала пласта, в который предпола­ гается задавить изолирующие воду реагенты, является решаю­ щим фактором для получения положительных результатов при проведении изоляционных работ. Очевидно, этот выбор опреде­ ляется положением ВНК в пласте.

Задавка реагентов в пласт выше ВНК приведет к снижению добычи нефти, ниже его незначительно снизит добычу воды. Только задавка реагентов па уровне ВНК дает положительный эффект при изоляции подошвенных вод.

В литологически неоднородных пластах при использовании глинистого или алевролитового раздела пласта в качестве водо­ непроницаемого естественного экрана реагенты необходимо за-

42

качивать под этот раздел. Поскольку реагенты создают прочную смычку между естественным разделом пласта и цементным коль­ цом за колонной, можно ограничиться задавкой их в пласт в срав­ нительно небольшом количестве.

Труднее определить интервал пласта для задавки реагентов в скважинах с монолитным пластом, обводняющихся в резуль­ тате конусообразования, так как высота конуса и его протяжен­ ность в нижней части от вершины конуса у забоя скважины до зеркала воды неизвестны. Вне всякого сомнения, они меняются от скважины к скважине и зависят от многочисленных факторов, большинство которых неизвестно (литологическое строение пла­ ста, проницаемость, подъем зеркала воды на данном участке за­ лежи и т. д.).

На основании многочисленных промышленных испытаний но изоляции подошвенных вод различными методами выяснили, что в большинстве случаев задавкой водоизолирующих реагентов в пласт па 0,5—1 м ниже предполагаемой вершины конуса обвод­ нения полностью или частично изолируют воду и сохраняют или увеличивают добычу нефти.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ФАКТИЧЕСКОГО МЕСТОПОЛОЖЕНИЯ ВОДОНЕПРОНИЦАЕМОГО ЭКРАНА В ПЛАСТЕ

Даже при правильном выборе интервала пласта для задавки водоизолирующих реагентов можно получить отрицательные ре­ зультаты, если эти реагенты по каким-либо причинам проник­ нут в пласт выше или ниже его.

Во избежание этого скважину цементируют, а затем перфо­ рируют только необходимый интервал пласта. Такой метод дол­ жен дать положительные результаты, если цементное кольцо за колонной герметично. Известны случаи, когда даже после предва­ рительной цементной завивки под давлением водоизолирующие реагенты проникали гораздо выше или ниже намеченного интер­ вала пласта. Это объясняется в основном тем, что такая забойная цементная заливка не всегда гарантирует герметичность цемент­ ного кольца за колонной. Кроме того, оно может быть более или менее разрушено при перфорации колонны, что также приведет к попаданию реагентов в пласт выше или ниже выбранного для них интервала.

Неселективные реагенты могут проникнуть в нефтенасыщенвую часть пласта, т. е. выше выбранного для их задавки интер­ вала; в этом случае вода не изолируется и добыча нефти заметно снижается.

Поэтому необходимо перед задавкой водоизолирующих реа­ гентов нагнетать в пласт жидкости, содержащие радиоактивные вещества, позволяющие определить зону их проникновения и указывающие путь проникновения водоизолируютцпх реагентов при их задавке в пласт.

43

Ирл изоляционных работах с применением разрыва пласта вместо радиоактивных жидкостей можно задавливать твердыеизотопы, позволяющие более четко определить местоположение трещин, образованных в процессе этого разрыва.

Для проведения разрыва в выбранном интервале необходимо ослабить пласт путем добавочной уплотненной перфорации и предохранить по возможности остальную его часть от влияния давления в момент гидроразрыва.

Как мы уже сказали, для предохранения пласта от влияния давления проводят цементную забойную заливку под давлением всего интервала перфорации, а затем после затвердения цемента и разбуривания цементного стакана до необходимой глубины ин­ тервал пласта, предназначенный для гидроразрыва, ослабляют уплотненной перфорацией.

Такая перфорация ие должна разрушить цементное кольцо за колонной, так как это может привести к образованию трещин выше или ниже намеченного интервала, особенно в пластах с не­ однородной проницаемостью или имеющих каверны.

Обычная пулевая перфорация из-за низкой пробивной спо­ собности пуль не приводит к достаточному ослаблению интервала пласта, намеченного для гидроразрыва, и ввиду залпового про­ стрела может разрушить цементное кольцо за колонной.

Торпедная перфорация (ТПК-22 и ТПК-32) лучше других видов ослабляет намеченный интервал, но одновременно приводит к значительному разрушению цементного кольца за колонной, поэтому от нее следует отказаться. Селективная перфорация бла­ годаря лучшему проникновению зарядов в пласт и меньшему раз­ рушению цементного кольца за колонной (возможность прострела выстрел за выстрелом) имеет некоторые преимущества по сравне­ нию с пулевой, однако и она не всегда дает положительные резуль­ таты.

Только кумулятивная беспулевая перфорация (ПК-103) дает хорошие результаты благодаря минимальному разрушительному действию на цементное кольцо за колонной и ее большой пробив­ ной способности, обеспечивающей лучшее ослабление намечен­ ного интервала пласта.

Однако, несмотря на принимаемые меры, могут образовы­ ваться трещины выше и ниже намеченного интервала, — их ме­ стоположение определяют следующим образом:

а) перед проведением гидроразрыва пласта снимают контроль­ ную кривую ГК, охватывающую весь продуктивный пласт;

б) в процессе гидроразрыва в последнюю порцию жидкости, залавливаемой в трещины, добавляют твердые радиоактивные вещества и во избежание вытеснения изотопов из пласта пакер срывают только после установления равновесия давления на забое;

в) после тщательной промывки скважин пластовой водой или водой, содержащей поверхностно-активные вещества, снимают-

44

кривую ГК, позволяющую определить интервал проникновения активированной жидкости в пласт.

В табл. 6 приведены данные по проведению направленного гпдроразрыва пласта на скважинах, обработанных различными методами.

Анализируя таблицу, можно сделать следующие выводы.

1.Изотопы, растворенные в воде, не позволяют определить местоположение трещин, полученных в процессе гидроразрыва пласта.

2.Изотопы, высаженные на глине, дают малочеткие кривые ГК, затрудняющие их интерпретацию.

3.Изотопы, высаженные на перловой крупе, песке и активи­ рованном угле, дают в большинстве случаев хорошие резуль­ таты.

4.Изотопы, растворенные в цементном растворе, дают также хорошие результаты, но следует отметить, что местоположение трещин определяется тогда, когда уже поздно принимать какиелибо меры по предотвращению проникновения цементного рас­

Zr95) дают равноценные показания при условии, что их актив­ ность не ниже 2,5—5,0 mGu.

6. Уплотненная перфорация без предварительного цемен­ тирования интервала перфорации позволила во всех случаях получать гидроразрыв пласта в намеченном интервале, однако она не предотвращает образования дополнительных трещин в других интервалах. Так, в скв. 567 п 187 дополнительные тре­ щины обнаружены в нефтенасыщенной, а на скв. 133 в водонасы­ щенной частях пласта.

7. Для предотвращения образования трещин в других интер­ валах, кроме намеченного, на 11 скважинах производили предва­ рительную цементную забойную заливку под давлением всегс интервала перфорации с последующим разбуриванием цементного стакана и уплотненной перфорацией колонны в интервале пласта,

ченном и других интервалах. Так, кроме трещин в намеченном интервале, образовались дополнительные: на скв. 12 — на 2,5 м ниже его, на скв. 153— на 1,5 м выше его и на 2,5 м еще выпге (кровля пласта) и на скв. 1176 — на 7,8м выше его (в нефтяном пропластке, отделенном от основного пласта глинистым разделом). Необходимо отметить, что в этой скважине до проведения изоляционных ра­ бот цементное кольцо за колонной не было герметично.

45

Следовательно, предварительная цементная заливка не пре­ дотвращает получение трещин в других интервалах.

Можно предположить, что трещины в других интервалах, кроме ослабленного уплотненной перфорацией, образуются вслед­ ствие плохого схватывания цементного раствора в перфорацион­ ных отверстиях нефтенасыщенной части пласта и выпадания из них цемента при разбуривании стакана.

Проводили также промышленные испытания для получения трещин только в намеченном интервале с предварительной залив­ кой интервала перфорации реагентами, хорошо схватывающимися в перфорационных отверстиях нефтенасыщенпоп части пласта и достаточно текучими, чтобы заполнить даже незначительные трещины цементного кольца за колонной (золь кремниевой кис­ лоты и пластмассы), но и они не позволили получить трещин только в намеченном интервале.

ВЫБОР МЕТОДА ВСКРЫТИИ ПЛАСТА ПОСЛЕ ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ

Если после изоляции подошвенных вод при вскрытии пласта будет разрушено цементное кольцо за колонной, даже самый эффективный метод изоляции не даст положительных результатов. С другой стороны, очень важно после изоляционных работ получить максимальный приток нефти к скважине за счет более совершенного вскрытия пласта. В современных условиях только кумулятивная беспулевая перфорация (ПК-ЮЗ) удовлетворяет этим требова­ ниям.

Выводы

1.Обводнение скважин происходит за счет верхних, нижних

исобственных подошвенных вод.

2.Обводнение скважин собственными подошвенными водами происходит вследствие негерметичности цементного кольца за колонной, конусообразоваиия и по наиболее проницаемым про­ пласткам пласта.

3.Определение положения ВНК методом РК (снятие кривых ГК и НГК) в большинстве случаев не дает положительных резуль­ татов.

Часто приходится пользоваться расчетным ВНК, определен­ ным на основе косвенных данных (каротажная диаграмма и ди­ намика обводнения данной и окружающих ее скважин, располо­ жение скважин на структуре, продвижение контура нефтенос­ ности и т. д.).

4.На основании фактических данных интервал, предназна­ ченный для задавки в пласт реагентов, на скважинах, обводняю­ щихся в результате конусообразоваиия, выбирают на 0,5—1 м ниже вершины конуса обводнения.

47

ГЛАВА V

МЕТОДЫ ИСПРАВЛЕНИЯ НЕКАЧЕСТВЕННОГО ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ

И ИЗОЛЯЦИИ ПОДОШВЕННЫХ ВОД В ЛИТОЛОГИЧЕСКИ НЕОДНОРОДНЫХ ПЛАСТАХ

Анализ обводненного фонда девонских скважин показывает, что в ряде случаев они обводняются в результате некачественного цементирования водозакрывающей колонны обсадных труб. Де­ фектное цементирование приводит к преждевременному обводне­ нию отдельно взятых скважин и целого участка месторождения. Отсутствие надежного разобщения водоносных и нефтеносных пластов может внести серьезные осложнения в систему разработки месторождения, вызвать перетоки нефти в ниже - или вышележащие поглощающие горизонты, что в конечном счете приводит к значи­ тельному снижению коэффициента извлечения промышленных

.запасов.

При разработке нефтяных залежей с поддержанием пласто­ вого давления законтурным и внутриконтурным заводнением зна­

сторождений, при неудачном цементировании колонны агрессив­ ные пластовые воды обычно прорываются в самом начале эксплуа­

приводящие к ламинарному (струйному) движению цементного теста и создающие непрочное цементное кольцо между колонной и породой;