Способ изоляции водопритока в пласте с подошвенной водой
METHOD FOR ISOLATING WATER INFLOW IN A FORMATION WITH BOTTOM WATER

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли и может быть использовано при разработке нефтяных залежей с подошвенной водой.
Известен способ повышения нефтеотдачи продуктивного пласта (патент RU № 2528805, МПК Е21В 43/22, опубл. 20.09.2014 Бюл. № 26), включающий проведение изоляционных работ пластовой, подошвенной воды или заколонной циркуляции, при этом при проведении изоляционных работ в водонасыщенную часть пласта производят закачку водоизолирующей полимер-глинисто-кварцевой системы и дополнительно закрепляют призабойную зону пласта и внутреннее пространство ствола скважины герметизирующей быстросхватывающей тампонажной смесью, причем водоизолирующую полимер-глинисто-кварцевую систему закачивают через перфорационные отверстия колонны ниже водонефтяного контакта - ВНК - с созданием дополнительного экрана не менее 20 м по радиусу от ствола скважины; герметизирующую быстросхватывающуюся тампонажную смесь закачивают через перфорационные отверстия колонны выше ВНК с созданием дополнительного экрана не менее 5 м по радиусу от ствола скважины; вскрывают нефтенасыщенный интервал продуктивного пласта перфорационными отверстиями глубиной, выходящей за пределы загрязненной зоны; осуществляют повторное вскрытие продуктивного пласта с проведением гидроразрыва - ГРП - или физико-химических, волновых, механических, акустических методов воздействия на нефтенасыщенный интервал.
Недостатками способа являются низкая эффективность изоляции водопритока в пласте подстилаемой водой на большом участке (в районе 5 – 50 скважин), сложность и очень высокая стоимость (в 3 – 5 раз больше кумулятивной и гидромеханической перфорации) вторичного вскрытия нефтеносного интервала с заколонным экраном не менее 5 м.
Наиболее близким по технической сущности является способ изоляции водопритока нефтедобывающей скважины (патент RU № 2793279, МПК Е21В 43/32, Е21В 43/11, Е21В 43/16, опубл. 10.08.2016 Бюл. № 22), включающий закачку водоизолирующего материала в околоскважинную зону и отбор нефти, причем проводят перфорацию в добывающей скважине интервала водонефтяного контакта, интервала выше и ниже водонефтяного контакта, закачку в интервал водонефтяного контакта первой оторочки водоизолирующего материала, имеющего плотность больше плотности нефти и меньше плотности пластовой воды и создающего барьер для протекания пластовой воды при контакте с пластовой водой, остановку закачки, одновременную закачку в интервал выше водонефтяного контакта первой оторочки нефти и в интервал ниже водонефтяного контакта первой оторочки пластовой воды с одинаковым давлением и с одинаковым расходом, прекращение закачки, закачку в интервал водонефтяного контакта второй оторочки водоизолирующего материала, остановку закачки, одновременную закачку в интервал выше водонефтяного контакта второй оторочки нефти и в интервал ниже водонефтяного контакта второй оторочки пластовой воды с одинаковым давлением и с одинаковым расходом, прекращение закачки, повторение операций закачки оторочек водоизолирующего материала и нефти и пластовой воды до начала схватывания водоизолирующего материала, проведение технологической выдержки для схватывания и твердения водоизолирующего материала, изоляцию в скважине интервала водонефтяного контакта и интервала ниже водонефтяного контакта от верхнего объема скважины и отбор нефти через интервал выше водонефтяного контакта, при этом объемы всех первых оторочек поддерживают одинаковыми и объемы всех вторых оторочек поддерживают одинаковыми.
3
3
Недостатками данного способа являются низкая эффективность изоляции водопритока в пласте подстилаемой водой на большом участке (в районе 5 – 50 скважин) в том числе и вертикальных трещин, через которые жидкость из водоносного интервала пласта перемещается в нефтеносную, так как миграция вверх водоизолирующего состава, имеющего плотность больше плотности нефти и меньше плотности пластовой воды, происходит только за счет разности плотностей (плотность нефти: 730 – 1040 кг/м, пластовой и минеральной воды – 1020 – 1100 кг/м), что не эффективно особенно в пластах с высоким пластовым давлением.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки обводненной нефтяной залежи (патент RU № 2318993, МПК Е21В 43/16, опубл. 10.03.2008 Бюл. № 7), включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку воды через нагнетательные скважины, замер добычи жидкости, ее обводненности и добычи нефти; выявление скважин, добывающих избыточную воду, источников обводнения скважин, в том числе сравнительным анализом динамик добычи жидкости и ее обводненности; и проведение работ по ограничению добычи избыточной воды, отличающийся тем, что дополнительно проводят исследования объемов закачки по нагнетательным скважинам и исследования показателей энергетического состояния пласта, количество избыточной воды определяют путем сравнительного анализа фактической зависимости логарифма текущего водонефтяного фактора от накопленной добычи нефти с расчетной, обеспечивающей проектную выработку запасов нефти данной скважины, по каждой скважине определяют приведенный водонефтяной фактор, за который принимают накопленный водонефтяной фактор на момент достижения фиксированного значения обводненности, определяемого экспертным путем; в скважинах, имеющих наиболее высокие значения приведенного водонефтяного фактора, наиболее вероятным источником обводнения признают контурные или подошвенные воды; в скважинах, имеющих наиболее низкие значения приведенного водонефтяного фактора, наиболее вероятным источником обводнения признают прорыв закачиваемых вод; уточнение источника обводнения осуществляют сравнительным корреляционным анализом динамик: закачки по нагнетательным скважинам, добычи жидкости, нефти, воды, обводненности по добывающим скважинам, показателей энергетического состояния пласта и/или интенсивности гидродинамического воздействия на пласт; с учетом полученных данных, а также строения залежи и существующей системы разработки разрабатывают и проводят комплекс мероприятий на добывающих и нагнетательных скважинах по ограничению добычи избыточной воды, причем в случае, когда источником обводнения добывающих скважин является прорыв подошвенных или контурных вод, в первую очередь проводят мероприятия по восстановлению эффективности системы поддержания пластового давления (ППД) с целью восстановления пластового давления до начального значения, причем источником обводнения признают прорыв подошвенных вод по заколонному пространству, если наблюдается обратная корреляция динамики обводненности добываемой жидкости с динамикой добычи жидкости; после проведения первоочередных работ по восстановлению эффективности системы ППД и пластового давления на оставшихся проблемных скважинах, добывающих избыточное количество воды, проводят работы по ликвидации заколонной циркуляции.
Недостатками данного способа являются низкая эффективность изоляции водопритока в пласте подстилаемой водой на большом участке (в районе 5 – 50 скважин), сложность определения характера водопритоков и проводимых мероприятий по изоляции водопротоков как реагентным так и гидродинамическим воздействиями на пласт, что в условиях изменяемых условий в пласте дает временный результат, после которого необходимо повторять ряд подобных операций.
Общим недостатком всех способов является проведение водоизоляционных работ уже после интенсивного проявления водопритока в продукцию скважин и только на отдельных выбранных скважинах, что требует постоянного мониторинга и эффективность водоизоляции оказывается временной из-за прорыва подошвенных вод на других участках пласта в обход водоизолирующего экрана, что требует постоянного привлечения техники и бригад капитального ремонта (КРС) скважин для водоизоляционных работ.
Технической задачей предлагаемого изобретения является создание способа изоляции водопритока в пласте с подошвенной водой, позволяющего эффективно производить на большом участке пласта с подошвенной водой за счет единовременного создания водоизоляционного экрана на всех скважинах данного участка перед началом их эксплуатации.
Техническая задача решается способом изоляции водопритока в пласте с подошвенной водой, включающим отбор нефти через добывающие скважины, закачку воды через нагнетательные скважины, замер добычи жидкости, выявление скважин, добывающих избыточную воду, источником обводнения которых является подошвенная вода, и проведение работ по ограничению добычи избыточной воды с необходимым объёмом закачки водоизолирующих составов в водоносный интервал с подошвенной водой для получения водоизолирующего экрана.
Новым является то, что исследования по определению участка пласта с подошвенной водой производят на стадии разведки, после чего участок пласта разбуривают сетками скважин с определением в каждой скважине уровня водонефтяного контакта между нефтеносным интервалом и подошвенной водой, а закачку водоизолирующего состава осуществляют в водоносный интервал с подошвенной водой с интервалом закачки состава не менее 2 м для получения водоизолирующего экрана перед началом эксплуатации скважин и в объеме, обеспечивающим проникновение водоизолирующего состава как минимум на половину расстояния до соседней скважины, причем эксплуатацию добывающих и нагнетательных скважин ведут с учетом сдвиговых давлений созданного водоизоляционного экрана для исключения его смещения и разрушения.
Новым является также то, что при толщине интервала с подошвенной водой 1,5 м и менее закачку водоизоляционного состава производят снизу в нефтеносный интервал для обеспечения интервала закачки состава не менее 2 м.
Способ реализуется в следующей последовательности.
При проведении разведывательных работ (геофизическими исследованиями, разбуривание пласта разведывательными скважинам и/или т.п.) определяют участок нефтеносного пласта с подошвенной водой. Этот участок пласта разбуривают скважинами с последующим креплением обсадными колоннами по любой из известных сеток. В ходе строительства каждой скважины уточняют уровень водонефтяного контакта (ВНК) между нефтеносным интервалом и подошвенной водой. Для проведения работ по ограничению добычи избыточной воды осуществляют вторичное вскрытие скважины перфорацией для обеспечения интервала (вскрытия) закачки водоизолирующего состава не менее 2 м, так как на практике на месторождениях Республики Татарстан (РТ) определили, что для получения протяженного (с радиусом от ствола скважины 100 – 150 м) и устойчивого водоизолирующего экрана, необходим интервал закачки не менее 2 м. Интервал вскрытия располагают в водоносном интервале подошвенной воды, а при толщине интервала с подошвенной водой 1,5 м вскрывают и нефтеносный интервал выше уровня ВНК для обеспечения интервала закачки не менее 2 м. В интервал закачки каждой скважины закачивают водоизолирующий состав (цементный раствор, глинистый раствор, гелеообразующий раствор, сложные твердеющие сочетания и т.п.) в объеме, обеспечивающим проникновение водоизолирующего состава как минимум на половину расстояния до соседней скважины (с радиусом 100 – 150 м для месторождений РТ). Водоизолирующие тампонирующие составы (RU №№ 2093668, 2128281, 2139419, 2169256, 2244110, 228342 и т.п.) и способы их применения известны в большом количестве из открытых источников (авторы на них не претендуют). В зависимости от водоизолирующего состава и получаемого водоизоляционного экрана для пласта с выбранным участком в лабораторных условиях (по керну) определяют сдвиговое давление (перепад давлений, при котором происходит сдвиг и/или разрушение водоизолирующего экрана). После технологической выдержки, достаточной для образования устойчивого водоизоляционного экрана из закаченного состава скважины запускают в эксплуатацию в нефтеносном интервале: отбор нефти через добывающие скважины, а закачку воды через нагнетательные скважины с учетом сдвиговых давлений созданного водоизоляционного экрана, то есть чтобы перепад давлений при работе скважин в районе этого экрана не превышал сдвиговых давлений, что обеспечивает длительную и надежную изоляцию (10 и более лет на месторождениях РТ) нефтеносного интервала пласта от подошвенной воды. При этом весь период эксплуатации скважин данного участка пласта до обводнения из-за поддержания пластового давления закачкой в нагнетательные скважины (это обычно на месторождениях РТ в 4 – 5 раз дольше, чем образования водного конуса от подошвенной воды) не требуется периодической остановки и проведения изоляционных работ в каждой скважине отдельно от проникновения подошвенной воды, что значительно снижает временные и финансовые затраты на эксплуатацию подобных участков (по времени в 3 – 4 раза, по материалам (реагенты, продувочная жидкость и/или т.п.) примерно в 2 раза).
Предлагаемый способ изоляции водопритока в пласте с подошвенной водой позволяет эффективно производить на большом участке пласта с подошвенной водой за счет единовременного создания водоизоляционного экрана на всех скважинах данного участка перед началом их эксплуатации.