СПОСОБ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ ЗАКОЛОННОГО ПЕРЕТОКА ИЗ НЕПЕРФОРИРОВАННОГО ПЛАСТА В ИНТЕРВАЛ ПЕРФОРАЦИИ
PROCEDURE FOR PREVENTION OF BEHIND-CASING FLOW FROM NON PERFORATED FORMATION INTO INTERVAL OF PERFORATION

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при ликвидации заколонного перетока из неперфорированного пласта в интервал перфорации при работе скважины.
Известен способ разработки нефтяной залежи, согласно которому разбуривают залежи по проектной сетке. Разделяют скважины на категории в зависимости от толщины переходной зоны или непроницаемого пропластка между нефтеносной и водоносной частями пласта. Относят их по назначению к нагнетательным или добывающим. Скважины, относящиеся к первой категории, с толщиной переходной зоны или непроницаемого пропластка до 1,5 м используют как нагнетательные. Скважины второй категории с толщиной 1,5-3 м и скважины третьей категории с толщиной более 3 м используют как добывающие. Вскрывают продуктивный пласт в щадящем режиме с применением сверлящих или гидромеханических перфораторов. При этом в части скважин первой категории и во всех скважинах второй категории вскрывают перфорацией водоносную часть пласта под переходной зоной или непроницаемым пропластком на расстоянии 4-5 м от водонефтяного контакта. Отсекатель ствола устанавливают выше продуктивного пласта. Фильтр с заглушкой устанавливают ниже водоносной части продуктивного пласта. Спускают насос. Откачкой жидкости создают депрессию на продуктивный пласт. Создают напротив фильтра продуктивной части пласта гидрозатвор из нефти. Создают в переходной зоне и в водоносной части пласта «обратный конус». Последний является препятствием по пути движения воды из водоносной части продуктивного пласта в нефтеносную. Причем упомянутые скважины первой категории используют как добывающие (патент РФ №2291287, опублик. 10.01.2007).
Известный способ исключает возможность заколонного перетока из неперфорированного пласта в интервал перфорации при работе скважины за счет образования «обратного конуса», однако способ предопределяет большую добычу воды, нежели нефти.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ контроля движения пластового флюида в заколонном пространстве эксплуатационной скважины, который включает измерение по стволу скважины на разных режимах ее работы температуры или сигнала пассивного акустического шума и выявление возможных зон заколонных движений флюидов, в которых дополнительно регистрируют амплитуду электромагнитного поля в частотном диапазоне 60-280 Гц, по наличию аномалий определяют интервалы заколонного перетока пластовой воды, а по форме аномалий - направление движения пластовой воды (патент РФ №2078923, опублик. 10.05.1997 - прототип).
Способ позволяет выявить интервалы и направленность заколонных перетоков при эксплуатации скважины, но не позволяет прогнозировать и предотвращать заколонные перетоки на стадии строительства скважины.
В предложенном изобретении решается задача прогнозирования и предотвращения заколонного перетока из неперфорированного пласта в интервал перфорации при работе скважины.
Задача решается тем, что в способе предотвращения заколонного перетока из неперфорированного пласта в интервал перфорации в интервале терригенного девона определяют соотношения абсолютных проницаемостей ближайшего водоносного пласта к перфорированному пласту и расстояние между ними, вычисляют коэффициент природной разобщенности коллекторов (КПРК), при нахождении КПРК в интервале менее 2 м делают заключение о возрастании вероятности заколонных сообщений и необходимости усиления крепи таких интервалов дополнительными технико-технологическими мерами, при этом КПРК вычисляют по формуле:
пр.вод
пр.перф
2
2
где h - расстояние между пластами, м, k - абсолютная проницаемость водонасыщенного пласта, мкм, k - абсолютная проницаемость перфорированного пласта, мкм.
Сущность изобретения
Качество строительства скважин, прежде всего, определяется надежным разобщением пластов и отсутствием неуправляемых перетоков пластовых флюидов за обсадной колонной между пластами, притока флюида из неперфорированных пластов в скважину. От качества разобщения пластов зависит возможность полной выработки пласта и достижение максимального извлечения нефти. Существующие технические решения позволяют выявить интервалы и направленность заколонных перетоков при эксплуатации скважины, но не позволяют прогнозировать и предотвращать заколонные перетоки на стадии строительства скважины. В предложенном изобретении решается задача прогнозирования и предотвращения заколонного перетока из неперфорированного пласта в интервал перфорации при работе скважины. Задача решается следующим образом.
Для предотвращения заколонного перетока из неперфорированного пласта в интервал перфорации в интервале терригенного девона определяют соотношения абсолютных проницаемостей ближайшего водоносного пласта к перфорированному пласту и расстояние между ними. Вычисляют коэффициент природной разобщенности коллекторов по формуле (1). КПРК имеет размерность - м. При нахождении коэффициента природной разобщенности коллекторов в интервале менее 2 м делают заключение о возрастании вероятности заколонных сообщений и необходимости усиления крепи таких интервалов дополнительными технико-технологическими мерами. Выполняют намеченные мероприятия.
Имеющийся арсенал техники и технологии крепления включает: кольматация пластов, предварительная водоизоляция пласта с водонефтяным контактом, силикатная ванна, гарантированное центрирование обсадной колонны, установка устройства манжетного цементирования, турбулизаторов, применение высококачественного цементного раствора, в т.ч. расширяющего, обеспечение полного замещения бурового раствора цементным и др.
Интервал риска заколонных сообщений действителен только для скважин терригенного девона и не действителен для остальной продуктивной части разреза скважины. Оценивается риск заколонного перетока из неперфорированного пласта в интервал перфорации при работе скважины, а не риск появления межпластовых перетоков.
Пример конкретного выполнения
Для расчетов по выявлению интервалов с максимальным риском заколонных сообщений необходимы следующие параметры:
1. интервалы глубин коллекторов;
2. величины абсолютной проницаемости коллекторов.
Т.е. расчет возможен только после проведения полного комплекса окончательного каротажа и получения окончательного заключения со всеми параметрами вскрытых коллекторов.
Оценивают, прежде всего, риск заколонного сообщения перфорируемого интервала с ближайшими пластами - коллекторами, а также остальных нефтенасыщенных коллекторов (будущих интервалов перфорации) с соседними коллекторами для последующих периодов эксплуатации скважины. Расчет для конкретной скважины производят комплексно для выявления интервалов возможных заколонных сообщений с нижнего пласта вверх и с верхнего пласта вниз. Результаты представлены в таблице 1.
За величину проницаемости принимают величины абсолютной проницаемости наилучших пропластков в интервалах пластов, то есть рассчитывают соотношение максимальных абсолютных проницаемостей как наиболее активных интервалов. Например, в интервалах 1727,8-1732,0 м и 1732,0-1735,0 м указаны максимальные абс. проницаемости по заключению геофизических исследований скважин.
Как видно из таблицы, заколонные сообщения снизу вверх вероятны в интервале 1724,8-1725,4 м (в случае перфорирования пласта в интервале 1724-1724,8 м есть очень высокая вероятность (КПРК=0,06) заколонного сообщения с коллектором из интервала 1725,4-1726,2 м) и в пласте с водонефтяным контактом на глубине 1732 м. Опасность возникновения заколонных перетоков сверху вниз имеется в интервале 1726,2-1727,8 м (в случае перфорирования интервала 1727,8-1732 м есть риск заколонного сообщения (КПРК=1,32) с верхним коллектором из интервала 1725,4-1726,2 м) и в пласте с водонефтяным контактом на глубине 1732 м. Задачей является усиление разобщения указанных интервалов имеющимся арсеналом техники и технологии крепления. В данном случае для усиления крепи проведена гидромониторная обработка ствола в процессе подготовки к спуску колонны, дополнительно к центраторам колонн на глубине 1726,5 м установлен турбулизатор потока, на глубине 1732 м - устройство манжетного цементирования.
В обычных условиях (по прототипу) такая скважина обводняется в первый месяц на 90%. В предложенном варианте скважина проработала 26 мес с обводненностью добываемой продукции 10%.
Применение предложенного способа позволит решить задачу прогнозирования и предотвращения заколонного перетока из неперфорированного пласта в интервал перфорации при работе скважины.