Содержание к диссертации
Введение
1 Анализ опыта разработки месторождений с водонефтяными зонами 8
1.1 Краткие геолого-физические характеристики водонефтяной зоны пласта 10
1.2 Особенности генезиса водонефтяного контакта и переходных зон 15
1.3 Схематизация водонефтяного контакта в прискважинной зоне пласта 19
Выводы по разделу 1 22
2 Исследование процесса конусообразования подошвенной воды в процессе эксплуатации скважин .. 24
2.1 Моделирование процесса статического конусообразования 24
2.2 Математическая модель статического конусообразования Маскета-Чарного 27
2.3 Экспериментальное изучение процессов образования конусов 35
2.4 Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов 39
2.5 Исследование процесса конусообразования 45
Выводы по разделу 2 65
3 Исследование причин и обоснование методов борьбы с обводнением скважин 67
3.1 Причины преждевременного обводнения скважин 67
3.2 Методы борьбы с обводнением скважин 68
3.3 Классификация изоляционных работ и методов изоляции
3.3.1 Технология и материалы для изоляции отдельных обводненных пластов 72
3.3.2 Технология и материалы для отключения отдельных обводненных интервалов пористого пласта
3.3.3 Технология и материалы для ограничения притока воды в трещиноватых и трещинно-поровых коллекторах 74
3.4 Технология и материалы для регулирования профиля приемистости воды в нагнетательных скважинах 75
3.5 Обоснование новой технологии производства водоизоляционных работ
3.6 Технология одновременно раздельной эксплуатации двух пластов одной скажиой через НКТ и затрубное пространство 81
3.7 Обоснование технологии для одновременно-раздельной эксплуатации нефтяной и водоносной зон пласта погружным центробежным электронасосом 85
Выводы по разделу 3 90
4 Обоснование схем эксплуатации скважин, разрабатывающих залежи нефти с водонефтянои зоной . 91
4.1 Определение причин конусообразования в пласте АВ нефтяного месторождения Западной Сибири 91
4.2 Обоснование способа эксплуатации добывающей скважины, работающей на залежи с ВНЗ 104
4.3 Применение новой технологии одновременно раздельной эксплуатации добывающих скважин, разрабатывающих залежи нефти с ВНЗ 107
4.4 Геолого-технические мероприятия опробованные и внедренные в условиях нефтяных месторождений Западной Сибири 117
Выводы по разделу 4 122
Основные выводы и рекомендации 123
Список использованных источников
- Особенности генезиса водонефтяного контакта и переходных зон
- Экспериментальное изучение процессов образования конусов
- Технология и материалы для отключения отдельных обводненных интервалов пористого пласта
- Обоснование способа эксплуатации добывающей скважины, работающей на залежи с ВНЗ
Введение к работе
з Актуальность проблемы.
Большинство месторождений нефти и газа Западной Сибири, где добывается две трети нефти и более 90 % российского газа, а пробуренный фонд скважин составляет около 150 тысяч, находятся, либо вступают в позднюю стадию разработки.
Поэтому для современного этапа добычи углеводородного сырья характерно ухудшение структуры и увеличение доли трудноизвлекаемых запасов из сложно построенных коллекторов, рост обводненности (до 94 %) добываемой продукции, ухудшение технического состояния эксплуатационного фонда скважин, более 40 % которых требует ремонта или простаивает как нерентабельные.
В таких условиях представляется целесообразным исследование причин снижения производительности добывающих скважин на основе анализа накапливающейся с начала их эксплуатации информации, включающей результаты промысловых, гидродинамических и лабораторных исследований скважин и пластов с учетом применяемых геологических и гидродинамических моделей фильтрации жидкостей в неоднородных коллекторах.
Основной особенностью поздней стадии разработки является прогрессирующее техногенное воздействие на продуктивные коллектора в результате развития системы поддержания пластового давления (ППД) за счет увеличения объемов закачивания воды.
Поэтому проблема разработки новых рентабельных технологий обработки прискважинных зон с целью сохранения или увеличения продуктивности пластов в условиях высокой обводненности продукции и выработанное запасов приобретает особую актуальность.
Цель работы.
Разработка технологии одновременно-раздельной эксплуатации скважин и ее адаптация для совместного отбора продукции объекта (нефтяного пласта) с подстилающим водоносным горизонтом с целью увеличения его нефтеотдачи.
4 Основные задачи исследований.
Анализ причин изменения фильтрационно-емкостных свойств коллекторов и свойств пластовых флюидов с целью разработки объективного решения по выбору оптимального ГТМ, направленного на повышение КИН (коэффициента нефтеизвлечения) и снижение обводненности скважинной продукции;
Уточнение трехмерной модели процесса разработки сложнопостроенных нефтяных залежей с подстилающим водоносным горизонтом для месторождений, находящихся на поздней стадии разработки;
Разработка технологии одновременно-раздельной эксплуатации нефтенасыщенной и водонасыщенной зон продуктивного пласта с целью увеличения нефтеотдачи и ограничения водопритоков;
Оценка эффективности предлагаемой технологии на скважинах, основной причиной обводнения которых является поступление подстилающей пластовой воды.
Научная новизна.
Уточнены трехмерные модели процесса разработки нефтяных залежей ряда месторождений Западной Сибири с подстилающим водоносным горизонтом в соответствии с полученными результатами исследования процесса конусообразования подошвенной воды;
Получены аналитические зависимости соотношения высоты поднятия конуса и нефтенасыщенной толщины от соотношения проницаемостей нефте- и водонасыщенного слоев пласта, а также радиуса конуса воды от вертикальной и горизонтальной составляющей проницаемости объекта эксплуатации;
Разработан новый дифференцированный подход к оценке степени выработанности запасов из водонефтяных зон сложнопостроенных коллекторов, основанный на оптимальном выборе интервала перфорации.
Практическая ценность.
1. Разработана новая технология одновременно-раздельной эксплуатации нефтенасыщенной и водонасыщенной зон объекта эксплуатации, обеспечивающая эффективный совместный отбор продукции и
5 способствующая приросту добычи нефти без изменения величины обводненности и поднятия конуса;
Предложен способ вторичного вскрытия перфорацией продуктивного пласта с подстилающим водоносным горизонтом, обеспечивающий наибольший отбор нефти при условии стабилизации забойного давления на всем интервале перфорации;
По разработанной технологии на нефтяных месторождениях выполнено 17 скважино-операций, в результате которых среднесуточный прирост добычи нефти на каждую скважину составил 3,8 т/сут. Эффективность выполненных работ составила 82,4 %, а технологический - 12087 т дополнительно добытой нефти.
Реализация результатов работы.
Результаты проведенных исследований вошли составной частью в проектные технологические документы на разработку ряда месторождений и внедрены в производство на предприятиях ООО «Лукойл - Западная Сибирь» и ОАО «Сургутнефтегаз» в конкретных геолого-физических условиях работы ряда добывающих скважин, эксплуатирующих продуктивные пласты с подстилающим водоносным горизонтом.
Апробация работы.
Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на: Третьей Всероссийской научно-практической конференции, посвященной 40-летию Тюменского государственного нефтегазового университета (г. Тюмень, 2002); Региональной научно-практической конференции «Новые технологии для ТЭК Западной Сибири» (г. Тюмень, 2005); Региональной научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Новые технологии - нефтегазовому региону» (г. Тюмень, 2006); Межрегиональной научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Современные технологии для ТЭК Западной Сибири» (г. Тюмень, 2006); 1-ой Всероссийской научно-практической конференции Западно-Сибирского общества молодых инженеров нефтяников при Тюменском государственном нефтегазовом университете Society Of
6 Petroleum Engineers (SPE) «Современные технологии для ТЭК Западной Сибири» (г. Тюмень, 2007); Межрегиональной научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Современные технологии для ТЭК Западной Сибири» (г. Тюмень, 2007); Межрегиональной научно-практической конференции с Международным участием, посвященной 45-летию Индустриального института и 10-летию кафедры Ремонт и восстановление скважин «Подготовка кадров и современные технологии для ТЭК Западной Сибири» (г. Тюмень, 2008).
Публикации. По теме диссертации опубликовано 14 печатных работ, в том числе одна в издании, рекомендованном ВАК РФ.
Объем и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, 4 разделов, основных выводов и рекомендаций, заключения, списка использованных источников, включающего 112 наименований, приложения. Изложена на 136 страницах машинописного текста и содержит 58 рисунков, 5 таблиц.
Особенности генезиса водонефтяного контакта и переходных зон
Под водонефтяной зоной понимается часть нефтяной залежи, расположенной между внутренним и внешним контуром нефтеносности [63]. Большинство нефтяных залежей характеризуются малыми углами наклона продуктивных пластов, что приводит к существованию больших по площади водонефтяных зон, содержащих значительные запасы нефти. Так, для ряда крупных месторождений Западной Сибири площади водонефтяных зон составляют от 40 до 74% от общей площади залежей и содержат от 27 до 52% геологических запасов нефти. Площадная плотность запасов нефти (на единицу площади) в ВНЗ и чисто нефтяной зоне сильно разняться. Для большинства крупных нефтяных месторождений Западной Сибири плотность запасов нефти в ВНЗ в 2...7 раз меньше, чем в чисто нефтяных зонах (ЧНЗ) [10]. Данные показатели кратно возрастают в отношении извлекаемых запасов нефти.
Обширным промысловым опытом и теоретическими трудами многих исследователей установлено, что при разработке залежей, подстилаемых подошвенными водами, достигается относительно низкий коэффициент нефтеизвлечения, причем разработка сопровождается большим отбором попутно добываемой воды, обусловленным образованием в процессе эксплуатации скважин конусов подошвенной воды [50, 55, 56, 88]. Водонефтяной фактор продукции скважин оказывается в 2...3 раза выше, чем на первоначально чисто нефтяных зонах месторождения.
На сегодняшний день решены многие теоретические задачи, описывающие динамику изменения характера ВНЗ и ВНК в процессе разработки; создано значительное количество технологий и способов, позволяющих для различных геолого-промысловых условий повысить степень и интенсивность выработки водоплавающих зон.
Вопросами изучения особенностей разработки водонефтяных зон занимались и продолжают заниматься большинство ведущих нефтяных и учебных центров страны: Татарстана (ТатНИПИнефть, ОАО «Татнефть», малые предприятия и научно-внедренческие компании); Башкортостана (БашНИПИнефть, НК ОАО «Баш-нефть»); Западной Сибири (Тюменский государственный нефтегазовый университет, ТО «СургутНИПИнефть», «ТюменНИИгипрогаз", корпорация "СибИН-КОР", ОАО "СибНИИНП"); Москвы (ВНИИнефть, ИПНГ РАН, РМНТК "Нефтеотдача", РГУ им. Губкина); ученые и производственники Уфы, Казани, Волгограда, Перми, Самары и других городов.
В теоретическом плане задачи минимизации обводнения скважинной продукции сводятся к определению характера продвижения водонефтяного контакта в зависимости от степени неоднородности и анизотропии пласта, оптимального интервала вскрытия нефтенасыщенной части пласта, подсчету предельного безводного дебита эксплуатации, а также допустимой депрессии на пласт. Решениями этих задач в разное время занимались Н.Ф. Иванов, В.Д. Лысенко, М. Маскет, Д.М. Миллионщиков, Н.С. Пискунов, А.П. Телков, И.А. Чарный и другие исследователи [62, 68, 88, 96].
Конкретные вопросы конусообразования и предотвращения преждевременного обводнения при эксплуатации водонефтяных пластов исследовались Р.Г. Абдулмазитовым, И.И. Абызбаевым, В.Е. Андреевым, В.А. Блажевичем, Р.Г. Габдуллиным, С.Н. Закировым, И.И. Клещенко, Ю.А. Котеневым, Е.В. Лозиным, Р.Х. Муслимовым, Р.Я. Нугаевым, В.М. Орлинским, М.М. Саттаровым, СВ. Сафроновым, Р.Г. Сулеймановым, С.А. Султановым, А.П. Телковым, В.Г. Уметбаевым, Н.Ш. Хайретдиновым, В.А. Харьковым Ягафаровым А.К. и другими учеными [1, 2, 3, 15, 16,34, 83, 88, 90,91,92,93]. Первоначальные попытки нефтяников организовать выработку ВИЗ с использованием законтурного заводнения без бурения эксплуатационных скважин непосредственно на ВНЗ выявили ряд проблем и нерешенных задач. Вытеснение из них нефти водой в чисто нефтяную часть залежи происходило крайне медленно, либо не происходило вовсе. Поэтому решением Центральной комиссией по разработке (ЦКР) при Министерстве нефтяной промышленности в 1956 г было решено в случае использования на месторождении системы ППД отчленять водонефтяные зоны рядами нагнетательных скважин от основной залежи и эксплуатировать как самостоятельные объекты разработки.
В результате интенсивность выработки ВНЗ значительно увеличилась. Тем не менее, разработка водонефтяных участков продолжает сопровождаться появлением воды и высокими темпами обводнения с самого начала ввода скважин в эксплуатацию. Так по статистике, безводный период эксплуатации для ВНЗ составляет 6...8 % срока службы скважины, а по ЧНЗ -более 50 %.
На темп обводнения, коэффициент охвата заводнением «водоплавающих» зон влияние оказывают соотношение между начальной нефтенасыщенной и общей толщинами продуктивного пласта, наличие и выдержанность непроницаемых пропластков между нижними отверстиями перфорации и первоначальным положением водонефтяного контакта, степень однородности пласта и т. д.
Появление воды в продукции скважин с начала эксплуатации, интенсивное обводнение, обычно более редкая сетка скважин приводят к тому, что темп отбора нефти и выработка ВНЗ, как правило, отстает в полтора - два раза от выработки чисто нефтяных частей залежи.
Экспериментальное изучение процессов образования конусов
Сопоставления показали, что расчетные и опытные значения ординат вершин конуса имеют достаточно хорошее приближение друг к другу, а расчетные и опытные значения предельных дебитов имеют примерно двукратное расхождение с занижением расчетных дебитов. Такое расхождение, по-видимому, можно объяснить прогибом стенок лотка под действием напора жидкостей, в результате чего ширина щели не выдерживается постоянной и, следовательно, коэффициент фильтрации С, определяемый по формуле (2.7), в какой-то мере отклоняется от действительного значения.
Статические задачи конусообразоваиия изучались также и на электрических сетках. Потенциометрический метод расчета предельных дебитов, авторами которого является П. Чаней, М. Нобль, В. Хенсон и Д. Райе, изложен нами подробно в. В. Карплас также изучал статический конус на электрической модели, но результатов в печати не привел, а дал лишь принципиальное описание схемы модели и порядок проведения опытов.
Итальянские исследователи из Милана Жан Луиджи Черней, Джузеппе М. Сиусси и Джузеппе Писси повторили опыты П. Чанея и др., но в отличие от последних при электрическом моделировании учитывалась анизотропия пласта, а также для некоторых случаев получили точные решения для поверхности раздела способом последовательного приближения. Обработка результатов опыта (расчет безразмерных предельных дебитов) проводилась по приближенной методике Маскета М. Авторы отмечают, что приближенный расчет дает отклонение от точного не более 15%, Заметим, изучению стационарного конуса на щелевых лотках и электрических моделях посвящено совсем немного работ. Дальнейшее экспериментальное изучение процессов ко-нусообразования поможет выявить и уточнить ряд новых закономерностей этого сложного явления.
Для определения оптимальных режимов эксплуатации добывающих скважин, вскрывающих пласт с подстилающим водоносным горизонтом, проведено исследование процесса конусообразования на модельной задаче. Основной целью исследования являлось определение размеров конуса (высоты поднятия и радиуса) в зависимости от режима работы скважин, коллекторских свойств среды, физических свойств нефти и воды, и определение на этой основе степени влияния конуса подошвенной воды на добывные возможности скважин.
Одним из основных инструментов для обоснованного принятия стратегических и тактических решений при разработке месторождений углеводородов является математическое моделирование процессов извлечения нефти и газа. Каждое месторождение по-своему уникально, а неправильное применение тех или иных методов воздействия на пласт может привести к непоправимым последствиям для разработки, поэтому оценку эффективности различных технологий с учетом особенностей конкретного объекта и прогнозирование поведения этого объекта целесообразно осуществлять с помощью предварительного моделирования [45].
Процесс моделирования представляет собой воспроизведение поведения объекта с помощью модели. Важно отметить, что моделирование ни в коей мере не заменяет непосредственного изучения объекта, которое и является основным источником информации об объекте, используемой при моделировании.
Как правило, пакет программ должен включать в себя несколько моделей фильтрации, которые можно использовать по выбору в зависимости от моделируемого объекта и процесса: - модели двух— и трехфазной фильтрации несмешивающихся жидкостей (модель нелетучей нефти); - модель многокомпонентной фильтрации (композиционная модель); - модель неизотермической фильтрации; - модели физико-химических методов воздействия на пласт (полимерного заводнения, закачки поверхностно-активных веществ, углекислого газа и т. п.); - модели фильтрации в среде с двойной пористостью и с двойной проницаемостью для моделирования процессов в трещиновато—поровых коллекторах [13].
Широкие возможности для комплексного анализа различных факторов, доступность, способность быстро обрабатывать большие объемы информации делают математическое моделирование незаменимым средством для изучения и управления процессами, происходящими в нефтяных и газовых пластах.
В работе рассмотрена изотермическая фильтрация двухфазной сжимаемой жидкости без учета капиллярных сил в замкнутом резервуаре [111].
Пласт двухслойный — верхний нефтенасыщенный слой подстилается снизу водоносным, фильтрационные свойства пласта определены для каждого слоя. Рисунок 2.8 - Расчетные области для задачи конусообразования
Основными управляющими параметрами задачи, влияющие на процесс конусообразования, являются: отношение абсолютных проницаемостей слоев (кн / кв), режим работы добывающей скважины (qw, pw), отношение длины перфорированного интервала к расстоянию до водо-нефтянного контакта (hpt/hwat) [108]. Для данных параметров был рассмотрен широкий диапазон значений.
В таблице 2.1 приведены фильтрационные свойства среды и жидкостей, которые использовались при исследовании процесса конусообразования. Фазовые проницаемости нефти и воды заданы в таблице 2.2), определенные для пластов группы АВ нефтяного месторождения Западной Сибири [78]. Размеры области для радиальной модели 5000x20 м2, для прямоугольной - 500x500x20 м3. Для вертикальной составляющей абсолютной проницаемости рассмотрены следующие варианты: kz = kx /10, kz = kx /2 и kz = kx.
Технология и материалы для отключения отдельных обводненных интервалов пористого пласта
Следует подчеркнуть, что практически все известные технологии ВИР основаны на одном главном постулате: поскольку в условиях неоднородного строения продуктивных пластов их первоочередная разработка и обводнение происходят по наиболее проницаемым интервалам, то любая закачиваемая в пласт жидкость прежде всего поглощается наиболее проницаемыми интервалами пласта. При всей логичности этого постулата почему-то не обращается внимание на то, что наиболее проницаемые интервалы могут быть совершенно различными в процессе закачки жидкости в пласт по сравнению с отбором жидкости из пласта [40].
Действительно, карбонатные пласты, как и все осадочные породы, характеризуются послойной неоднородностью. При этом в карбонатных коллекторах трещинно-порового и порово-трещинного типа с пластовым давлением не выше гидростатического, закачиваемая вода поступает в добывающие скважины обычно по горизонтальным прослоям повышенной проницаемости или по приподошвенной части пласта при депрессиях на пласт, исключающих образование новых и расширение существующих микротрещин в призабойной зоне.
При проведении водоизоляционных работ используют передвижные насосные агрегаты. Их минимальная производительность составляет не менее 200 м3/сут, а дебиты добывающих скважин карбонатных коллекторов даже с большой депрессией на пласт (5-10 МПа) на порядок меньше и редко превышают 20 м3/сут. Поэтому при проведении ВИР это создает повышенное давление на устье, при этом забойное давление в добывающей скважине гораздо выше гидростатического. Учитывая, что боковое горное давление в платформенных областях со слабой тектоникой существенно ниже вертикального горного давления, и многие водоизоляционные составы играют роль жидкостей разрыва, то при проведении ВИР образуются новые высокопроницаемые вертикальные трещины, или расширяются в первую очередь естественные вертикальные или наклонные микротрещины. Таким образом, профили притока обводненных добывающих скважин могут резко отличаться от профилей закачки в те же добывающие скважины. Различие профилей закачки и излива давно отмечалось разными авторами [52].
В этих условиях резко уменьшается вероятность попадания водоизолирующего состава в обводнившийся пропласток, так как при забойном давлении выше бокового горного давления, т.е. при существенной репрессии на пласт, водоизолирующий состав в основном попадет в вертикальные трещины нефтенасыщенных пропластков. При снятии давления (при пуске скважины в эксплуатацию после ВИР) вертикальные трещины снова смыкаются, водоизолирующий состав выдавливается в ствол скважины и забивает насос, при этом часть состава, проникшая в матрицу нефтенасыщенных интервалов, загрязняет ее, снижая нефтепроницаемость.
Хотя в большинстве патентов указывается, что давление закачки водоизолирующего состава не должно превышать давления гидроразрыва, но у нас почему-то считается, что это давление достаточно высокое, близкое к вертикальному горному давлению. Поэтому в РД обычно указывается лишь, что давление при закачке не должно превышать прочности обсадной колонны при проведении ВИР без пакера, а при работе с пакером давление закачки вообще часто не лимитируется. Давление закачки водоизолирующего состава не должно превышать (0,006-0,007) Н в МПа, где Н-глубина скважины в м. Таким образом, общепринятое мнение о том, что водоизолирующий состав при существующих давлениях его закачки автоматически проникает именно в обводненный пропласток, только потому, что он более проницаемый, чаще всего ошибочно для условий ПЗП с «дышащими» трещинами.
Из всего изложенного вытекает необходимость создания технологии ВИР, которая бы обеспечивала гидродинамическую обстановку в системе "скважина - ПЗП" возможно более близкую таковой при эксплуатации добывающей скважины, т.е. необходима технология, которая выступала бы альтернативой всем существующим методам ВИР.
В этом смысле наиболее подходящими, в качестве прототипов для разработки новой технологии ограничения водопритоков, являются методы одновременно раздельной эксплуатации нескольких пластов одной скважиной. Главной идеей данной технологии является переход от традиционных методов эксплуатации скважин с перфорацией в верхней нефтенасыщенной части пласта (рисунок 3.1-А) к усовершенствованию технологии путем введения новых схем перфорации (рисунок 3.1-Б) и преобразованию (рисунок 3.1-В) за счет внедрения новых технических средств эксплуатации скважин.
Обоснование способа эксплуатации добывающей скважины, работающей на залежи с ВНЗ
Технология изоляции водопритоков предназначена для долговременной изоляции водопритоков в добывающих скважинах (воды нижних, верхних пластов, подошвенных, закачиваемых вод); снижения обводненности продукции, а также ликвидации заколонной циркуляции и обеспечения производительного использования вытесняющих агентов в нагнетательных скважинах.
Для создания водоизолирующего экрана применяется комплекс систем физико-химического действия: - водная (пресная вода, МДК «Кварц» СФ); - полимерная (полиакриламид (ПАА) и сшитый водонабухающий полимер (ВНП)); - эмульсионно-суспензионная (МДК «Кварц» ДФ-ГФ, соэмульгатор); - твердеющая (нефтецементный (тампонажный) раствор) [36].
Закачивание систем осуществляется с использованием различных жидкостей-носителей, в определенной последовательности и производится как через существующий фильтр, так и через специальные отверстия, с применением разбуриваемых пакеров, в зависимости от цели работ и типа обводнения.
Эффект от применения предложенного комплекса достигается созданием изоляционного экрана в призабойной зоне пласта, характеризующегося селективностью действия к насыщающим пласт флюидам. Он образуется за счет взаимодействия реагентов между собой и (или) с пластовыми флюидами [59].
Водная система закачивается с целью увеличения гидравлических сопротивлений для продвижения воды, за счет связывания свободной воды вследствие изменения степени взаимодействия воды с поверхностью коллектора.
Полимерная - закачивается в жидкостях на углеводородной основе с широким спектром концентраций, поступая в пласт и взаимодействуя с водой, насыщающей пласт, образует гель и формирует изолирующий экран.
Эмульсионно-суспензионная - воздействует на капиллярные процессы и закачивается в жидкостях на углеводородной основе, гидрофобизует поверхность, обеспечивает рост вязкости в проницаемых каналах и их временную закупорку за счет самопроизвольного эмульгирования системы при контакте с водой, насыщающей пласт. Образующаяся при этом эмульсия обладает способностью разжижаться при воздействии на нее углеводородной фазы, т.е. не препятствовать, в; дальнейшем, продвижению нефти.
Твердеющая - закачивается для формирования в призабойной зоне или в трещинах твердеющего непроницаемого экрана в крупных и средних по раскрытое промытых каналах и закрепления всего комплекса реагентов созданием жесткого защитного водоизолирующего экрана.
Эффективность в добывающих скважинах: - сдельная технологическая эффективность - 400-800 тонн на 1 скв/обр; -снижение обводненности на 5 - 100% , в зависимости от размера и свойств создаваемого экрана; - средний прирост дебита нефти 2,0 - 3,0 т/сут.
В нагнетательных скважинах: - после ликвидации заколонных перетоков непроизводительная закачка в среднем сокращается с 80-85% от общих объемов закачиваемой жидкости до 5-7%; - среднесуточный прирост дебита нефти по участку 2,0 - 3,2 т/сут; - продолжительность эффекта 1,0-1,5 года [39]. Технология изоляции водопритоков при строительстве скважин предназначена для создания надежного водоизолирующего экрана (предварительная изоляция подошвенной воды, затрубной циркуляции) при строительстве скважины или при получении непланированной продукции во время освоении, путем закачивания в пласты комплексного изолирующего состава с применением фильтров и конструкций внутрискважинного оборудования.
Основным отличием этой технологии от множества технологий изоляции водопритоков, используемых при строительстве скважин является то, что работы проводятся после достижения проектной глубины скважины (после спуска эксплуатационной колонны), но до вторичного вскрытия продуктивных пластов, то есть в более благоприятных гидродинамических условиях, что и позволяет сохранить естественную продуктивность нефтенасыщенных пластов, продлить безводный период эксплуатации [37].
Схема проведения работ предусматривает либо установку (заранее) в оснастке эксплуатационной колонны специальных устройств типа фильтра с полыми заглушками (ФПД) производства ТатНИПИнефть, УСИП (МОП) разработка БашНИПИнефть, либо закачивание через спецотверстия (существующий фильтр) в интервале источника водопритока.
Для предварительной изоляции вод в скважине выбор интервала обработки производится по материалам комплекса геофизических исследований (окончательного каротажа) на основе тщательного геологического анализа с определением наиболее вероятных пластов -потенциальных источников обводнения с учетом разности давлений, наличия и мощности перемычки и каверн между нефте- и водонасыщенными пластами и их геолого-промысловой характеристики [73].
Комплекс используемых реагентов, их механизм действия тот же, что и в предыдущей технологии, применяемой при капитальном ремонте скважин.
Технология обработки ПЗП добывающих и нагнетательных скважин суспензией МДК позволяет: - в добывающих скважинах восстановить и сохранить потенциальный дебит, а в определенных гидродинамических условиях снизить их обводненность; - в нагнетательных скважинах: изменить профиль приемистости и вовлечь в эксплуатацию новые нефтенасыщеные пропластки.
При проведении обработки скважины производится закачивание буферной жидкости, суспензии модифицированного дисперсного кремнезема, продавливание ее в пласт с последующей выдержкой на реагирование. Суспензию МДК готовят непосредственно на скважине перед закачиванием [38].
Механизм действия гидрофобно-дифильной модификации МДК «Кварц» в добывающих скважинах основан на способности закрепляться на поверхности поровых каналов коллектора, и наряду с кольматацией порового пространства, существенно гидрофобизовать ее, что в свою очередь приводит к самопроизвольному подтягиванию в промытую зону нефти из зон с повышенной нефтенасыщенностью, т.е. зон неохваченных воздействием. В результате этого нефтенасыщенность призабойной зоны пласта и его фазовые проницаемости по нефти в обеих зонах (промытой и непромытой) выравниваются, что приводит к увеличению дебитов скважин по жидкости и уменьшению обводненности добываемой продукции.
С другой стороны, учитывая адсорбционную активность и ультрадисперсность субнаносистем МДК «Кварц», происходит очищение поверхности поровых каналов, покрытой коллоидизированнои толстой пленкой высокомолекулярных соединений нефти в прискважинной зоне пласта, адсорбция этих соединений частицами МДК «Кварц» и уносе их вглубь призабойной зоны [89].
