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

Дн, установив пакер на глубине 1661 м. В октябре 1956 г. про­ извели цементную заливку с применением гидравлического пресса. После капитального ремонта скважина эксплуатируется без воды

(рис. 15).

Скв. 419. Скважиной вскрыта вся терригенная толща девона до верхнебавлинской свиты. Но нефтеносной оказалась лишь самая верхняя пачка песчаников мощностью 2,5 м, условно на­ званная пластом До (рис. 16). Указанный горизонт, несмотря на свою явную нефтеносность по электрокаротажным данным, вступил в эксплуатацию со значительным содержанием воды в добываемой нефти. В январе 1956 г. провели цементную за­ ливку при помощи гидравлического пресса. После капитального

3 — цементная заливка при помощи гидравлического пресса.

ремонта скважина работает без воды с несколько возросшим де­ битом фонтанной нефти (рис. 17).

Скв. 733. Основной эксплуатационный горизонт представлен однородным песчаником мощностью приблизительно 20 м. При вступлении в эксплуатацию пласт имел подошвенную воду, в связи с чем его вскрыли пулевой перфорацией на 8 м выше уровня ВНК. Несмотря на это, скважина с первых же дней экс­ плуатации подавала вместе с нефтью большое количество пла­ стовой воды. Неоднократно проведенные капитальные ремонты (цементная заливка забоя под давлением) притока воды не изоли­ ровали. Спустя 7 лет с момента вступления скважины в эксплуа­ тацию негерметичное цементное кольцо исправили, и скважина после капитального ремонта (цементирование при помощи гид­ равлического пресса) начала эксплуатироваться без воды (рис. 18).

61

Скв. 1144. Эксплуатационный горизонт представлен монолит­ ным песчаником, содержащим подошвенную воду. Пласт для экс­ плуатации вскрыли пулевой перфорацией; нижнее перфорацион­ ное отверстие фильтра расположено на 6,6 м выше уровня ВНК.. Скважина с самого начала эксплуатации дает обводненную нефть, процент воды прогрессировал, и к середине 1956 г., через 8 меся­ цев с момента пуска в эксплуатацию, скважина обводнялась пол­ ностью. Закачка радиоактивной жидкости подтвердила негерме­ тичность цементного камня за колонной. После капитального ре­ монта, проведенного при помощи гидравлического пресса, про­ рыв подошвенной воды, происшедший через некачественное це-, мептное кольцо, ликвидировали (рис. 19).

/00 50

1 — изменение дебита нефти; 2 — изменение обводнения; з — цементная заливка забоя; 4 — цементная заливка при помощи гидравлического пресса.

Скв. 1279. Нефтеводораздел в песчано-алевролитистом пласте расположен на 3 м ниже эксплуатационных дыр фильтра. Сква­ жина вступила в эксплуатацию с высоким содержанием воды в извлекаемой нефти и через 6 месяцев полностью обводнилась. Закачка активированной жидкости показала негерметичность цементного кольца за колонной (рис. 20). Для ликвидации *Прорыва подошвенной воды за колонной произвели гидроразрыв пласта в интервале 1744—1745 ж, т. е. ниже существующего фильтра, и в образованные после гидроразрыва трещины зада­ вили 1,6 м3 цементного раствора. После капитального ремонта скважина эксплуатируется с очень незначительным содержанием воды, а дебит нефти возрос почти вдвое (рис. 21).

Скв. 1316. Скважина может служить характерным примером некачественного цементирования колонны против эксплуатацион­

62

Рис. 19. Изменения дебита нефти и обвод­ нения по скв. 1144 (пласт Дх).

нефти; 2 — изменение обводнения; з — цемент­ ная заливка при помоши гидравлического пресса.

63

т. е. вышележащий нефтяной пласт был экранирован от нижеле­ жащего водоносного пропластка естественным глинистым разде­ лом мощностью 1,4 м (интервал 1774,6—1776 м). Нефтяной пласт вскрывали пулевой перфорацией выше этого раздела (интервал 1767,4—1774,4 м). При таких условиях мы должны были получить из скважины чистую нефть, однако опа с первых же дней эксплуа­ тации начала давать вместе с нефтью 50% пластовой воды. Для проверки качества цементирования колонны в эксплуатационные отверстия фильтра (интервал 1767,4—1774,6 .н) закачали 2,8 м3 активированной жидкости. Как видно пз рис. 22, кривая ГК, снятая после закачки радиоактивных изотопов, показывает про­ никновение последних до подошвы эксплуатационного горизонта, что свидетельствует о дефектности цементного камня в зоне экс-

ментирования произвели гидроразрыв пласта в кровле глини­ стого раздела (интервал 1774,5—1773,7 м) с последующей задан­ ной в трещины 1,4 м3 цементного раствора. После капитального ремонта (см. табл. 8) скважина эксплуатируется с незначитель­ ным процентом воды, дебит увеличился более чем в 3 раза.

Из изложенного выше следует, что качество цементирования скважин является одним пз основных условий, предопределяю­ щих рациональную разработку нефтяных залежей и степень их оптимальной выработки.

Неудачное цементирование при наличии подошвенных и ниж­ них вод приводит к преждевременному обводнению скважин, создавая искусственные очаги обводнения нефтяных горизонтов. Сложное геологическое строение девонских коллекторов, резкая изменчивость их физико-литологических свойств на протяжении нескольких десятков метров обусловливают при искусственно со­ зданных очагах обводнения оставление нефти в отдельных пластах и пропластках. И, наконец, вследствие дефектного цементирова­ ния в течение продолжительного времени скважины эксплуати-

64

3. Повысить скорости подъема цементного раствора за колон­ ной для удаления со стенок скважины глинистой корки и обра­ зования монолитного цементного камня, создав высокое давление (130—150 ат) на устье скважины. Высокое давление, по нашему мнению, придаст движению цементного раствора за колонной тур­ булентный характер, что, очевидно, будет способствовать более тщательному сдиранию со стенок скважины глинистой корки.

Не удаленная со стенок ствола глинистая корка в процессе эксплуатации скважины (в особенности при высоких пластовых давлениях) постепенно размывается, создавая трещину между по­ родой и цементным кольцом, по которой прорывается нижняя агрессивная вода.

4. Добиться концентричного расположения колонны в стволе вообще и против продуктивных горизонтов в особенности, пра­

радиоактивных изотопов и исправлять цементное кольцо в случае получения отрицательных результатов при испытании нефтяных пластов. Однако не следует злоупотреблять закачкой активирован пой жидкости, так как присутствие изотопов в пласте исключает на долгое время проведение радиометрических исследований в сква­ жине. Изотопы нужно применять лишь в неясных пли спорных случаях и с малым периодом распада.

В 1957—1958 гг. ВНЙИ были проведены промышленные ис­ пытания по исправлению неудачного цементирования с примене­ нием в качестве изолирующего реагента карбамидных смол, полу­ чающихся в результате синтеза двух основных компонентов: мочевины (NHgCONH?) и формальдегида (Н • GHO).

Сущность данного метода заключается в том, что в эксплуа­ тационный фильтр колонны закачивают жидкую карбамидную смолу вязкостью 55—65 сантипуаз, которая, твердея в пластовых условиях, должна дать водонепроницаемый продукт. Для схва­ тывания смолы необходима кислая среда, поэтому при закачке в нее добавляют 10%-ный раствор соляной кислоты или щавеле­ вую кислоту.

Этим методом в НПУ Туймазапефть обработано семь скважин. Результаты обработки приведены в табл. 9.

В результате обработки данным методом только по скв. 934 добились небольшого эффекта, который получили за счет сокра­ щения интервала перфорации, т. е. цементной заливки нижнего обводненного пропластка, проведенной после закачки смолы. По остальным скважинам никаких изменений не произошло.

Необходимо отметить, что технология исправления неудач­ ного цементирования при помощи карбамидных смол имела боль­ шие недостатки, о чем свидетельствовали неудачно проведенные вторично работы по скв. 235, 620, 1218. Смола, коагулируя в за-

66

лххвочных трубах, не доходила до забоя, поэтому ее пришлось, выдавить и изоляцию воды провести другими методами.

В заключение следует сказать, что при обводнении скважин из-за некачественного цементирования необходимо немедленно проводить изоляционные работы. От качества тампонажных ра­ бот зависит время пребывания скважин в фонде действующих^

ИЗОЛЯЦИЯ ПОДОШВЕННЫХ ВОД В ЛИТОЛОГИЧЕСКИ НЕОДНОРОДНЫХ ПЛАСТАХ

Изоляция подошвенных вод в литологически неоднородных пластах является сравнительно несложной проблемой, когда глинистые или алевролитовые разделы пласта могут быть исполь­ зованы как водоизолирующие экраны. В этом случае в пласте уже имеется водонепроницаемый экран, протяженность и мощность которого обычно во много раз больше, чем у искусственно созда­ ваемых экранов.

Здесь изоляция подошвенных вод сводится к созданию пере­ мычки между естественным экраном и цементным кольцом за ко­ лонной. Поскольку такой экран находится в непосредственной близости от цементного кольца, для получения положительных

ГЛАВА VI

МЕТОДЫ ИЗОЛЯЦИИ ПОДОШВЕННЫХ вод В МОНОЛИТНЫХ ПЛАСТАХ

Эти методы основаны на создании в монолитных пластах во­ донепроницаемых экранов большой протяженности, способных воспрепятствовать подтягиванию конуса обводнения к забою скважины. Некоторые из них используют гидроразрыв пласта на уровне ВНК, другие ограничиваются задавкой в водонасы­ щенную часть пласта, под ВНК, различных водоизолирующих реагентов.

Применение гидро разрыва для изоляции подошвенных вод в монолитных пластах сыграло огромную роль в решении про­ блемы борьбы с подошвенными водами, позволив разработать метод, который в данное время единственный дает положи­ тельные результаты при изоляции подошвенных вод в моно­ литных пластах.

Использование гидроразрыва при изоляционных работах по­ зволяет:

1) создать водонепроницаемый экран в заранее намеченном узком интервале пласта, расположенном на уровне ВНК, в то время как без применения гидроразрыва приходится изолировать почти всю мощность призабойной зоны водонасыщенной части пласта;

2)получить водонепроницаемый экран большей протяженно­ сти и прочности (слой изолирующего реагента в трещинах, обра­ зованных при гидроразрыве, толще, чем в волосяных каналах пористого песчаника);

3)значительно расширить ассортимент применяемых реаген­

тов: а) твердые реагенты (например, суспензии цемента на водной или углеводородной основе); б) эмульсии, полностью или ча­ стично разлагающиеся в обычных условиях фильтрации через монолитный песчаник (например, некоторые гидрофобные водо­ нефтяные эмульсии); в) неселективные жидкие реагенты, прони­ кающие больше в нефтенасыщенную, чем в водонасыщенную, часть пласта (например, золь кремниевой кислоты).

69

Необходимо, однако, отметить, что жидкие реагенты имеют несомненное преимущество перед любыми суспензиями, поскольку только жидкости могут вводиться в трещины, образованные при гпдроразрыве пласта, в очень больших количествах, а следо­ вательно, и создавать водонепроницаемый экран большой протя­ женности. Суспензии, попадая в трещины, постепенно уплот­ няются и тем самым препятствуют своему дальнейшему проник­ новению в них, создавая максимально допустимые давления продавки.

Из жидких реагентов наиболее эффективны вязкие жидкости ^вязкая нефть, смесь нефти с мазутом или битумом и т. д.), так как, проникая в трещины, они расслаивают и расширяют их больше, чем маловязкие реагенты, способствуя созданию более прочного водонепроницаемого экрана.

Из вязких жидкостей наиболее эффективными являются угле­ водородные, так как при попадании в нефтенасыщенную часть пласта они не снижают ее проницаемости.

За последние 10 лет на девонских месторождениях Башкирии и Татарии применяли следующие реагенты для создания водо­ непроницаемых экранов большой протяженности: а) вязкие угле­ водородные жидкости, б) цемент на водной и углеводородной ос­ нове, в) золь кремниевой кислоты и г) мылонафт. Некоторые из иих ввиду получения недостаточно положительных результатов при проведении промышленных испытаний были отклонены про­ мыслами, другие, давшие хорошие результаты, например вязкие углеводородные жидкости, нашли широкое распространение на промыслах Башкирии.

Методы изоляции подошвенных вод с применением вязких углеводородных жидкостей прошли уже стадию промышленных испытаний и широко внедряются на промыслах Башкирии. На 1 января 1959 г. этими методами обработано более 70 скважин па промыслах НПУ Туймазанефть, Октябрьскнефть и Аксаковнефть.

ВЯЗКИЕ УГЛЕВОДОРОДНЫЕ ЖИДКОСТИ

Вязкие углеводородные жидкости являются селективными, так как они легко растворяются в пластовой нефти и не раство­ римы в пластовой воде. Промышленные испытания изоляции по­ дошвенных вод с применением этих жидкостей подтвердили се­ лективность метода.

Для промышленных испытаний были применены следующие жидкости: а) девонская нефть, б) вязкая нефть (смесь нефти с ма­ зутом) и в) гидрофобная водо-нефтяная эмульсия.

Следует сказать, что промышленные испытания изоляции по­ дошвенных вод с применением девонской нефти в качестве изо­ лирующего реагента при ее прямой задавке в пласт не дали по­ ложительных результатов.

Однако благодаря лабораторным работам и промышленным испытаниям этого метода выявили механизм изоляции и полу-

70