Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Состояние проблемы водоизоляционных работ в скважинах с подошвенным залеганием водоносного пласта 8
1.1. Актуальность проблемы обводнения скважин с подошвенным залеганием водоносного пласта 8
1.2. Причины обводнения скважин и методы получения информации о механизме притока воды 10
1.3. Опыт водоизоляционных работ в скважинах с близким расположением водоносного пласта 19
1.4. Требования к составам и технологии водоизоляционных работ при подошвенном залегании водоносного пласта 41
1.5. Цель работы, задачи исследований и пути их решения 46
Выводы по 1-й главе 47
ГЛАВА 2. Разработка водоизолирующих составов акрон и экспериментальные исследования их свойств 48
2.1. Постановка задачи разработки составов на основе кремнийорганического эфира с активной дисперсной добавкой 48
2.2. Обоснование выбора аэросила в качестве активной добавки 49
2.3. Определение оптимального количества катализатора в составе , 54
2.4. Влияние рН на процессы отверждения составов
2.5. Экспериментальные исследования реологических характеристик составов, регулирование времени их отверждения 57
2.6. Изучение тампонирующих свойств водоизолирующих составов АКРОН 62
2.7. Определение гидролитической и химической стойкости отвержденных составов АКРОН, их коррозионной активности 69
Выводы по 2-й главе 74
Глава 3. Разработка технологии водоизоляционных работ в скважинах с подошвенным залеганием водоносного пласта 76
3.1. Теоретические основы формирования водоизолирующего экрана в условиях близкого расположения водоносного пласта 76
3.2. Основные положения технологии водоизоляционных работ 93
3.3. Технология установки водоизолирующего экрана в скважинах с подошвенным видом обводнения, в том числе при поступлении воды по заколонным каналам 102
3.4. Определение возможности закачки разработанных составов с использованием колтюбинговых установок, расчет гидравлических потерь давления 111
Выводы по 3-й главе 115
ГЛАВА 4. Промысловые испытания и результаты внедрения разработанной технологии Ц6
4.1. Промысловые испытания технологии водоизоляционных работ при подошвенном залегании водоносного пласта 116
4.2. Экономическая оценка применения технологии 129
Выводы по 4-й главе 135
Основные выводы и рекомендации 136
Литература
- Опыт водоизоляционных работ в скважинах с близким расположением водоносного пласта
- Определение оптимального количества катализатора в составе
- Основные положения технологии водоизоляционных работ
- Экономическая оценка применения технологии
Введение к работе
Актуальность темы.
В настоящее время отмечается увеличение месторождений со сложными геолого-физическими условиями, в их числе и залежи, подстилаемые подошвенной водой Малорентабельная или нерентабельная эксплуатация таких скважин, простаивание по этой причине добывающего фонда приносит большие убытки предприятиям
Ликвидация или ограничение водопритоков в скважинах с подошвенным залеганием воды является непростой проблемой, что обусловлено близким расположением водонефтяного контакта (ВНК) к перфорированной толще и поднятием конуса воды Особенно остро стоит вопрос в скважинах с контактным залеганием нефти и воды, в которых, как правило, отмечается непродолжительный безводный период Эта проблема усугубляется при наличии заколонных перетоков по некачественному цементному камню
Увеличение отборов нефти ускоряет процессы прорыва воды И если прорыв произошел, то даже последующим снижением дебитов трудно или, что чаще, невозможно верігуться к первоначально низкому содержанию воды в продукции Подтягивание конуса воды резко снижает показатели добычи, требует незамедлительного проведения мер, часто многократных, по изоляции притока воды Во многих скважинах прорыв подошвенной воды происходит еще на этапе первичного вызова притока, и в дальнейшем они эксплуатируются ниже своих добывных возможностей
Для повышения эффективности работы скважин с подошвенным залеганием водоносного пласта, продления срока их рентабельной эксплуатации и наиболее полной выработке нефтяного пласта требуются мероприятия по формированию защитного экрана между водоносным и нефтеносным пластами Необходима разработка новых технологий, обоснованное использование водоизолирующих составов для определенных геолого-технических условий
Традиционные методы проведения водоизоляционных работ не обеспечивают их достаточную эффективность, которая в большинстве
случаев составляет 30-40 %, редко превышая 50 % Следует предъявлять повышенные требования к технологическим приемам изоляции водопритоков, свойствам водоизолирующих материалов, расчетам закачиваемых объемов и режимов закачки с целью формирования в пласте неподвижного и протяженного экрана Низкие показатели эффективности таких работ свидетельствуют о важности решения поднятой в диссертационной работе проблемы, ее актуальности
Цель работы.
Разработка и внедрение технологии водоизоляционных работ в скважинах с подошвенным залеганием водоносного пласта
Основные задачи.
-
Анализ работы скважин в условиях близкого залегания водоносного пласта
-
Разработка водоизолирующих составов для решения поставленной цели, в том числе в условиях высокопроницаемого коллектора Экспериментальные исследования их характеристик
-
Разработка технологии водоизоляционных работ при подошвенном залегании водоносного пласта
-
Практическое использование разработанной технологии и оценка ее технико-экономической эффективности
Методы решения задач.
Решение поставленных задач основано на анализе и обобщении многолетнего практического опыта проведения водоизоляционных работ, в том числе при подошвенном обводнении скважин, а также теоретического материала по фильтрации жидкости в породе, изучении влияния различных факторов на эти показатели
Проведен комплекс лабораторных исследований и стендовых испытаний с анализом результатов Рассмотрены теоретические вопросы по формированию водоизолирующего экрана в пласте
Разработана технология водоизоляционных работ для скважин с подошвенным залеганием водоносного пласта, которая апробирована на обводненных скважинах
Научная новизна
-
Установлено образование единой сшитой структуры активной дисперсной добавки (аэросила) с кремнийорганическими эфира-ми в среде полярного растворителя Изучены общие закономерности отверждения этих систем под действием воды, что позволило разработать водоизолирующие составы АКРОН и АКРОН-А с улучшенными закупоривающими характеристиками
-
Методами ядерно-магнитного резонанса (ЯМР) определены диапазоны рН стабильного состояния и динамического изменения концентрации компонентов водных растворов АКРОН и АКОР МГ при 0<рН<2 - максимально стабильное состояние, при 2<рН<7 - область увеличения скоростей химических процессов, при 7<рН<11 - резкое ускорение реакций гидролиза и поликонденсации Знание этих областей позволяет управлять скоростью отверждения составов
-
Установлен селективный характер отверждения составов АКРОН и АКРОН-А, а также селективность проникновения их в водо- и нефтенасыщенные пористые среды в водонасыщеннуга среду скорость фильтрации в 3,5-4 раза больше, чем в нефтенасыщенную при прочих равных условиях Установленная зависимость позволяет рассчитать необходимый объем водоизолирующего состава для установки водоизолирующего экрана при максимальном сохранении продуктивности пласта по нефти
-
На основании расчетных данных гидравлических сопротивлений, возникающих при прокачке водоизолирующих составов АКРОН, АКРОН-А и АКОР МГ через гибкую трубу, определены оптимальные режимы их закачки
Практическая значимость работы
-
На разработанные составы получен патент РФ № 2244804
-
Составы АКРОН и АКРОН-А сертифицированы и организовано их промышленное производство в соответствии с ТУ 2458-317-00147001-2006
-
Разработан способ формирования водоизоляционного экрана с целью увеличения его радиуса методом "напластования" с использованием фильтрующихся в пласт и отверждаемых составов
-
Предложены пути расчета радиуса водоизоляционного экрана и места его установки, позволяющие более обоснованно решать поставленные задачи по изоляции водопритоков в скважинах водоплавающих залежей
-
Разработанная технология успешно применена на месторождениях ООО "Уренгойгазпром" и ООО "РН-Краснодарнефтегаз"
Апробация работы.
Основные положения диссертационной работы доложены на межотраслевых научно-практических конференциях "Технология, технические средства и материалы для бурения и ремонта скважин в условиях аномально-низких пластовых давлений" (Анапа, май 2002 г), "Восстановление производительности нефтяных и газовых скважин" (Анапа, май 2003 г), "Бурение, заканчивание, освоение и ремонт скважин в условиях АВПД и АНПД, в том числе в районах Восточной Сибири" (Анапа, май 2005 г ), "Современная техника и технология за-канчивания скважин" (Анапа, октябрь 2005 г), на межотраслевой научно-практической конференции молодых ученых и специалистов "Пути повышения эффективности техники и технологии строительства, эксплуатации и ремонта нефтегазовых скважин" (Краснодар, февраль 2005 г) В полном объеме работа доложена и обсуждена на расширенном семинаре лаборатории ремонтно-восстановительных работ ОАО НПО "Бурение"
Публикации.
По теме диссертации опубликовано 6 печатных работ, в том числе 1 патент РФ
Структура и объем работы.
Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций Работа изложена на 162 страницах машинописного текста, содержит 10 таблиц, 18 рисунков, список литературы из 106 наименований, 6 приложений
Автор выражает признательность научному руководителю, дтн, профессору С А Рябоконга и благодарит сотрудников ОАО НПО "Бурение" Качерову Н А , Мирную М Л , Скородиевскую Л А , Шурыгина М Н , Яковенко В И , оказавших теоретическую и практическую помощь в проведении исследований и внедрении разработок
Опыт водоизоляционных работ в скважинах с близким расположением водоносного пласта
Сложность проблемы ограничения притока вод в нефтяные скважины, особенно с подошвенным залеганием водоносного пласта, обусловливает большое разнообразие физико-технологических и геологических факторов [7, 10]. Наиболее трудными для разработки являются небольшие залежи с узкими нефтяными оторочками и массивные залежи с малой толщиной нефтяного слоя, типичные, например, для Западной Сибири. В процессе их эксплуатации наблюдается быстрое и резкое падение добычи нефти из-за обводненности, интенсив ность которой заэисит от связи залежи с законтурной областью питания. Для решения проблемы увеличения безводного периода эксплуатации скважин прежде всего требуется анализ причин, приводящих к поступлению воды в скважину. Ниже рассмотрены основные из них.
В промысловой практике для увеличения отборов нефти стараются поддерживать максимальные их величины, увеличивая депрессию. Такой подход особенно часто применяют на малопродуктивных месторождениях, а также в период истощения залежи. Однако во многих случаях это приводит лишь к увеличению обводненности добываемой продукции, особенно при эксплуатации водоплавающих залежей, пластов с подошвенной водой, а также с газовой шапкой. Этому способствует и то обстоятельство, что повышение депрессии на пласт снижает фильтрационные свойства нефти из-за повышения ее вязкости, подвижность же воды при этом практически не изменяется, что резко увеличивает вероятность обводнения [11].
Немаловажную роль играет и перевод скважин на механизированный способ добычи. Отмечено [12], что в период массового перевода скважин на механизированную добычу возросла обводненность продукции, что является одним из следствий создания повышенной депрессии на пласт. Однако до сих пор нет обоснованных методик определения оптимальных депрессий, что приводит к назначению депрессий, не обеспечивающих оптимальную работу скважин. Размер создаваемой депрессии при вызове притока определяется требованиями РД [13], который был разработан во ВНИИКРнефти еще в 1985 г. Согласно этому документу величина депрессии определяется исходя из требований соблюдения допускаемого градиента давления на цементную оболочку за обсадной колонной со стороны водоносных пропластков и подошвенных вод, а также максимального перепада давления на эксплуатационной колонне, устойчивости призабойной зоны пласта и др. Но в перечне условий отсутствуют требования к размеру оптимальной депрессии, определение которой пока невозможно из-за отсутствия соответствующей методики. Допустимая депрессия на пласт помимо всех прочих факторов должна также находиться в зависимости от геолого-технических условий и качества цементирования эксплуатационной колонны.
При превышении предельно допустимой депрессии на пласт или цементное кольцо происходит фильтрация воды из водоносного интервала через уплотненные участки пласта, нарушение целостности перемычек и цементного камня. Величина депрессии на пласт при вызове притока, которая не приводит к разрушению цемента за колонной и разделяющей пласты перемычки, ограничена не только величиной максимально допустимой удельной депрессии, но и расстоянием между нефтеносным и водоносным интервалами, т.е. толщиной разделяющей перемычки [14]: AP PH-(PB-a-h), (l.i) где Рн - давление в нефтеносном пласте, МПа; Ря - давление в водоносном пласте или на ВНК, МПа; а - величина максимально допустимой удельной депрессии на разделяющую перемычку или цементное кольцо, МПа/м; h - расстояние между нефтеносным и водоносным интервалами (толщина разделяющей перемычки) или высота цементной оболочки между водоносным пропластком или ВНК и ближайшим перфорационным отверстием, м.
Обычно при освоении скважины депрессия на пласт составляет 0,5 Рпл и более. В Западной Сибири многие скважины характеризуются небольшой толщиной разделяющих перемычек, доходящих до 1,5-2 м, предельно допустимая удельная депрессия на которые находится в пределах 1,5-1,7 МПа/м. Рассчитанные по формуле (1.1) допустимые величины депрессии при толщинах перемычек от 1 до 3 м для таких условий составят до 5 МПа, что может вызвать осложнения уже при вызове притока.
Таким образом, основной задачей при выборе режима работы скважины является создание минимально необходимых депрессий, обеспечивающих поддержание коэффициента продуктивности скважин без увеличения темпов обводнения продукции. Величина предельных депрессий для каждого конкретного месторождения является основным параметром при установлении оптимальных режимов эксплуатации добывающих скважин.
Большинство исследователей за основную причину обводнения скважин считают некачественное цементирование обсадных колонн [15, 16 и др.]. Несмотря на то, что вопросам качественного крепления колонны, особенно в усло виях продуктивных пластов, уделяется очень много внимания, разрабатываются новые рецептуры тампонажных материалов и технологических приемов, поступление воды по заколонным каналам является чрезвычайно частым явлением. Использование некачественных цементных растворов приводит также к растрескиванию цементного камня при перфорационных работах. Поэтому борьбу с преждевременным обводнением скважин необходимо начинать еще в процессе их строительства. Особенно жесткие требования должны быть для залежей с подошвенным залеганием воды.
Водоплавающие залежи нефти малой мощности можно считать наиболее сложными объектами с точки зрения оптимизации добычи нефти [18]. Учитывая близкое расположение водоносных пластов, ориентацию скважин, свойства коллекторов (кавернозность, трещиноватость и др.), с большой долей вероятности можно ожидать некачественное сцепление цемента с колонной, что в последующем подтверждается геофизическими исследованиями, а затем результатами работы скважин. К сожалению, акустические методы оценки качества цементирования обсадной колонны часто бывают недостаточно информативны при оценке качества сцепления цементного камня с породой. Поэтому, с целью долговременной эксплуатации нефтяных скважин без воды, необходимо водяные пласты изолировать заранее.
Нарушение целостности цементного камня или контакта его с колонной и породой является чрезвычайно распространенной причиной обводнения скважин. Поэтому качественное разобщение пластов является одной из важных и сложных проблем в завершении строительства скважины [17]. Решение этой проблемы зависит от целого ряда факторов, которые являются причиной перетоков флюидов с первых же дней эксплуатации скважин или с момента их освоения, или же через некоторый период.
Определение оптимального количества катализатора в составе
Аэросилы в качестве дисперсных добавок к цементным растворам как ускорителей сроков схватывания начали применять уже много лет назад для увеличения прочность цементного камня, повышения его стойкости к воздействию знакопеременных температур и электролитной агрессии. Количеством аэросила в тампонажной системе можно регулировать ее реологические свойства. При малых концентрациях (до 0,5 %) наблюдается уменьшение величины напряжения сдвига и эффективной вязкости цементного раствора при всех напряжениях сдвига. Введение аэросила в повышенных концентрациях (до 0,2-1,0 %) приводит к тому, что глобулы аэросила сами агрегируются аутогезионными взаимодействиями, структурируют жидкую фазу и могут увеличивать вязкость системы [6]. Рассматривалось также применение аэросилов как структурообразователей цементных растворов при ремонтно-изоляционных работах [81, 82]. Аэросилы оказывают существенное ускоряющее действие на гидратацию и сроки схватывания вяжущего, что делает пригодным такие составы для скважин с невысокими (до 50 С) пластовыми температурами.
Таким образом, вводом в тампонажную систему аэросила можно изменять его свойства. Отсюда интересным является введение этой добавки не в цементные растворы, а в гомогенные, хорошо фильтрующиеся в пласт водоизолирую-щие составы, например в кремнийорганические эфиры. Ввод аэросила как активной добавки к реагентам на основе кремнийорга-нических соединений, ранее не предлагался. Поскольку аэросилы оказывают ускоряющее действие на сроки отверждения составов, это может быть важным при проведении РИР в высокопроницаемых, в т.ч. низкотемпературных пластах. Поэтому в настоящей работе поставлена задача проведения исследований по вводу в кремнийорганические эфиры в качестве активной добавки аэросила А-300, как наиболее распространенного и доступного. Аэросил пожаро- и взрывобезопасен, не оказывает общетоксического действия, экологически безопасный.
Обоснование выбора аэросила SiCb для ввода в кремнийорганические эфиры с полярным растворителем: 1. Высокодисперсный, высокоактивный аморфный порошок. Использована марка А-300 с размером частиц 5-20 нм. 2. Хорошие адсорбционные свойства, особенно к полярным веществам. 3. Способность к набуханию. 4. Высокая подвижность гидратированных частиц, способных проникать в мелкие зазоры. Высокая подвижность гидратированных частиц также не дает возможности их комкования или образования твердых конгломератов. Гидратированные частицы способны проникать в мелкие поры и трещины зазоры. 5. Связывание молекул воды из ненасыщенных углеводородов (этиленг-ликоля НОС2Н5-СН=СН-С2Н5ОН). 6. Возможность ввода аэросила в заводских условиях. Используемый в составе растворитель содержит незначительное количество воды, слишком малое, чтобы шел процесс гелирования при хранении, но достаточное, чтобы обеспечить набухание аэросила и его хорошую подвижность в системе. 7. Агрегативная устойчивость частиц аэросила в кислой среде. В области рН 1-3 система обладает повышенной устойчивостью, что объясняется уменьшением скорости полимеризации кремневой кислоты. Кремний-органическая основа состава имеет кислую среду (рН 2), и гидратированные частицы аэросила одновременно с кремнийорганической основой состава вступают в реакцию гелеобразования при вводе воды, образуя после отверждения единую химически сшитую структуру. 8. Постепенность прохождения химических процессов на поверхности аэросила.
Присутствие этиленгликоля, входящего в состав как растворителя системы, обеспечивает постепенную реализацию контактов углеводородных радикалов аэросила. А именно: под действием имеющегося в составе в качестве растворителя системы (этиленгликоля) закрепленные на поверхности аэросила углеводородные радикалы имеют определенную "свободу" в расположении и перемещении, что обусловливает постепенную реализацию всех возможных контактов только через определенный промежуток времени
Взаимодействие компонентов состава обеспечивает ему новые положительные свойства, при этом с химической точки зрения все свойства аэросила определяются наличием на его поверхности силанольных =Si-OH и силоксано-вых =Si-0-Si= групп. Исходя из этого, полученные новые свойства состава можно объяснить следующим:
Объясняется способностью аэросила связывать молекулы воды (набухание частиц), вносимые в состав вместе с растворителем, которые прочно связываются аэросилом в результате образования водородных связей с поверхностными гидроксильными группами наполнителя. Поскольку вода обладает большим сродством к поверхности аэросила, чем углеводороды (растворители), происходит связывание аэросилом молекул воды из растворителя. Например, молекулы спиртов при обычных и повышенных температурах ведут себя как доноры, способны к взаимодействию с группами -ОН гидроксильной поверхности аэросила и участвуют в поверхностных реакциях по механизму: =Si-OH- + -R-OH-=Si-0-R + H20, (2.1) т.е. свободные водородные и кислородные концы углеводородной цепочки спирта обеспечивают прочную связь с гидроксильной поверхностью аэросила. Прочность отвержденного состава обеспечивается повышением адсорбционных свойств аэросила в присутствии полярного растворителя, находящегося в составе, и агрегативной устойчивостью частиц аэросила в кислой среде. Поскольку скорость полимеризации эфиров кремневой кислоты минимальна при рН 1-3 (область ее повышенной устойчивости), гидратированные частицы аэросила в совокупности с кремнийорганической основой состава постепенно вступают в реакцию гелеобразования при вводе воды, образуя после отверждения единую химически сшитую структуру.
Повышение прочности отвержденного состава является важным моментом при тампонировании трещиновато-кавернозных коллекторов и заколонных каналов в цементном кольце за обсадной колонной, особенно в условиях высоких депрессий на пласт.
Молекулы воды прочно связываются с поверхностью кремнезема за счет образования водородных связей с поверхностными гидроксидьными группами. Вокруг частиц удерживаются 8-Ю условных слоев воды. При этом молекулы воды обладают высокой подвижностью на поверхности частиц и ограниченной -перпендикулярно к ней. С последующим повышением молекулярных слоев вода заполняет свободное пространство между частицами и на стыке гидратных оболочек, и она приобретает подвижность в любом направлении. Форма частиц дисперсии со слоями адсорбированной воды близка к сферической, вода образует пленку вокруг частиц аэросила. Подвижность молекул воды в пределах гид-ратной сферы дисперсных частиц возрастает с увеличением влажности. То есть при содержании достаточного количества воды система хорошо подвижна, и гидратированные частицы аэросила способны проникать в мелкие зазоры.
Образующаяся на поверхности частиц аэросила пленка из молекул воды обеспечивает высокую подвижность гидратированных частиц, а также не дает возможности их комкования или образования твердых конгломератов. Гидратированные частицы способны не только тампонировать крупные поры и трещины, но и легко проникать в мелкие поры и зазоры, обеспечивая более полное тампонирование неоднородного по проницаемости коллектора.
Основные положения технологии водоизоляционных работ
Таким образом, для образования конуса воды определяющими являются процессы, протекающие непосредственно в призабойной зоне пласта [89, 90, 91]. Поэтому при формировании жесткого неподвижного экрана и при расчете требуемого объема водоизолирующего состава следует принимать во внимание активную часть пласта - глубокую депрессионную воронку, на которую распространяется резкое падение АР и увеличение скорости фильтрации жидкости, т.е. глубокую депрессионную воронку. При этом отвержденный состав должен выдерживать депрессию на границе сформированного экрана за счет прочности и адгезии к породе. Для устранения притока жидкости к перфорированному интервалу и образования конуса воды нет необходимости установки водоизоляци-онного экрана с перекрытием всей воронки депрессии, что в большинстве случаев является нереальным, т.к. радиус воронки депрессии может составлять более сотни метров. При этом отвержденный состав должен выдерживать депрессию на границе сформированного экрана за счет прочности и адгезии к породе. Для таких составов радиус водоизолирующего экрана может быть меньше радиуса воронки депрессии (Яэ RK). Это в первую очередь связано с тем, что величина депрессии при приближении к контуру питания уменьшается и асимптотически стремится к нулю, т.е. становится настолько минимальной, что уже не оказывает влияние на процесс конусообразования подошвенной воды.
Когда ВНК находится далеко от вскрытого фильтра скважины и величина депрессии незначительна, согласно закону Дарси скорость фильтрации воды будет малой, движение границы раздела будет устойчивым. По мере поднятия ВНК движение становится неустойчивым, и частицы воды начинают двигаться быстрее. При дебите Q меньше предельного плоская граница раздела через некоторое время примет форму холмистой поверхности, называемой конусом, и в дальнейшем эксплуатация скважины с высокими скоростями отбора жидкости приведет к прорыву подошвенной воды в скважину. Поэтому для определения безводного периода эксплуатации скважины важно знать высоту подъема конуса воды, параметров, влияющих на этот показатель, чтобы можно было планировать оптимальные режимы эксплуатации скважины, а также различные мероприятия, направленные на повышение эффективности ее работы.
Теоретические вопросы прорыва воды в скважину решались многими исследователями. Большой вклад в исследования, связанные с конусообразовани-ем, внесли Д.А. Эфрос, М. Маскет, В.А. Карпычев, И.А. Чарный, Ю.И. Сткля-нин, П.Б. Садчиков, А.П. Телков и многие другие. Ими предложены различные методы расчета безводного периода работы несовершенной скважины и методы контроля за конусообразованием.
Водонефтяной контакт - это очень важная характеристика залежи, который представляет собой поверхность, разделяющую нефть и воду. Эта поверхность находится в так называемой переходной зоне залежи, мощность которой может изменяться от нескольких метров до десятков и даже сотен метров. В переходной зоне появляется подвижная вода, количество которой растет от кровли к подошве. При некотором критическом значении количества подвижной воды ее фазовая проницаемость становится больше нуля, и она начинает извлекаться из залежи вместе с нефтью [92].
В процессах фильтрации жидкости в пласте большое значение имеет параметр анизотропности. Анизотропные среды характеризуются неодинаковостью физических или геометрических свойств по различным направлениям. Если проницаемость вдоль пласта к\ и в направлении перпендикулярном пласту к2, различаются - говорят об анизотропии проницаемости. Пористые и трещиноватые породы с хаотичным, бессистемным распределением пор или трещин характеризуются изотропией фильтрационных свойств, в то время как породы с упорядоченной системой (большинство трещинных коллекторов) обладают ярко выраженной анизотропией. Определено, что влияние анизотропии заметно при больших отношениях ki/k2, а именно при отношениях к\/к2 10. При ламинарной фильтрации ньютоновских однородных жидкостей в изотропной среде справедлив экспериментально установленный закон фильтрации Дарси. Если пласт содержит упорядоченную систему трещин, то в нем благодаря анизотропии проницаемости плоскорадиальный характер фильтрации не будет иметь место [93, 94].
В реальных коллекторах анизотропия может быть обусловлена трещинова-тостью, слоистостью, наличием различных включений. Наиболее сильно выражена анизотропность в скважинах с трещиноватым коллектором, где проницаемость в одном направлении во много раз больше проницаемости в перпендикулярном направлении. Совпадение направления трещиноватости, в том числе, макротрещин, с фронтом движения воды приводит к преждевременному обводнению скважин (Г/].
Чем выше изотропность породы, тем меньше будет высота подъема конуса воды и тем медленнее будет идти этот процесс. Согласно расчетам авторов [25, 95], для однородных (изотропных) пластов предельные безводные дебиты очень малы, а увеличение дебитов ведет к ускорению прорыва подошвенной воды. Следовательно, необходимы мероприятия, направленные на увеличение анизотропности пласта, т.е. на увеличение фильтрационных сопротивлений в конусе.
Этого можно добиться путем создания экранов и тампонирования высокопроницаемых каналов в пористой среде [96, 97]. Отсюда следует, что формирование искусственной перемычки на границе раздела водоносного и нефтеносного пластов будет увеличивать анизотропность среды, что будет препятствовать образованию водяного конуса и способствовать увеличению предельных безводных дебитов.
Экономическая оценка применения технологии
Скважина введена в эксплуатацию в 1969 г. с дебитом 27 мЗ/сут и содержанием воды в продукции 1-2 %. Способ эксплуатации - фонтанный. За время эксплуатации скважины неуклонно шло падение дебитов нефти и рост обводненности продукции. С октября 1999 г. и до проведения РИР по разработанной технологии скважина находилась в бездействующем фонде: прекращение фонтанирования по причине высокой обводненности продукции.
Эксплуатационная колонна 168 мм спущена на глубину 2963 м, перфорирована в интервале 2760,4-2775,2 м. Пластовая температура 76 оС, пластовое давление 17МПа.
На рис. 4.2 приведен стандартный каротаж скважины № 6268 Новоуренгойского месторождения, на котором отчетливо видно, что нефтяной пласт сверху ограничен газовой шапкой, а снизу - водяным пластом. Между нефтяной и газовой частями пласта нет разделяющей перемычки, а от водяного пласта нефтяная часть пласта отделена небольшой глинистой перемычкой. Данная каротажная диаграмма является типичной также и для других приведенных ниже скважин.
По данным ПГИ вода поступала в скважину в результате подъема ВНК и по заколонному пространству из нижележащего пласта БУ1-2. ВНК - 2777,0 м., текущий забой - 2778,0 м.
Цель работ: ликвидация заколонного прорыва воды снизу из водоносного пласта.
Закачка состава АКОР МГ двумя порциями разбавления: 1:2 и 1:3 произведена при производительности насоса 3 и 2 л/с, соответственно, через существующий интервал перфорации с оставлением АКОР МГ в каналах перетока. После закачки тампонажного материала докрепление цементом не производилось.
На проведение работ использовано 3 м товарного состава АКОР МГ. При-готовленный водный раствор в объеме 10,4 м закачан в НКТ 73 мм и продавлен в пласт технической водой.
Скважина закрыта на ОЗС на сутки. Через сутки освоена замещением скважинной жидкости на нефть и снижением уровня, пущена в эксплуатацию в фонтанном режиме. После длительного нахождения в бездействии скважина введена в эксплуатацию с параметрами: Q» = 16,0 м /сут, QH = 14,0 м /сут, QB = 2,0 м /сут, обводненность - 12,5 %. Скважина из бездействующего фонда. В ходе эксплуатации скважины происходило снижение дебитов и рост обводненности продукции.
По данным ПГИ близость ВНК и плохое качество цементного камня за колонной ниже интервала перфорации свидетельствует о заколонных перетоках снизу. Цель работ: ликвидация прорыва воды по заколонному пространству. Эксплуатационный горизонт BYg. Нефтяной пласт снизу подстилается пластовой водой. BHK - 2849,0 м, текущий забой - 2948,0 м, интервал перфорации -2821-2830 м. Работы по изоляции притока подошвенной воды проведены с применением водоизоляционного состава АКРОН-А.
В мерниках агрегата было приготовлено 6 м водного раствора АКРОНА при соотношении АКРОН:вода =1:2. Весь объем закачан через существующий интервал перфорации и продавлен технической водой без оттеснения от ствола скважины. Закачка цементного раствора не производилась.
Скважина закрыта на ОЗС на 48 ч. Освоение произведено замещением скважинной жидкости на нефть и снижением уровня.
Параметры работы скважины после РИР: Q - 14,6 м3/сут, QH - 12,3 м3/сут, обводненность -15,7 %.
В результате работ в кровле обводненного пласта был установлен водоизо-лирующий экран и ликвидирован заколонный переток из нижележащего водоносного пласта. Установленный водоизолирующий экран в зоне ВНК и тампонирование заколонных каналов позволил вывести скважину из бездействия и эксплуатировать при достаточно высоких дебитах нефти. Нефтяной пласт ограничен сверху газовой шапкой, снизу - пластовой водой. Эксплуатационная колонна 168 мм спущена на глубину 3048 м и перфорирована в интервалах 2784-2798 м, 2815-2830 м и 2892-2906 м.
Скважина фонтанная, до РИР находилась в эксплуатации. В ходе эксплуатации скважины происходило снижение дебитов и рост обводненности продукции. По данным ПГИ вода поступала в скважину из нижележащего пласта БУ12/і по заколонному пространству с глубины 2912 м.
Работа скважины до РИР: Q - 24,0 м3/сут, Q„ - 11,4 м3/сут, обводненность -52,7% Цель работ: ликвидация заколонного прорыва воды, восстановление крепи скважины. Водоизоляционные работы проведены с использованием водоизолирую-щего состава АКОР МГ и последующей установкой цементного моста под давлением для восстановления крепи скважины.
Скважину заглушили водометанольным раствором. Произвели перфорацию спецотверстий в интервале 2910-2915 м. Спустили НКТ 73 мм с пакером до глубины 2908 м, запакеровались.
В пласт закачано 5,2 м водного раствора АКОР МГ при соотношении АКОР МГ:вода=1:3. После раствора АКРОН через разделительный буфер (техническая вода) закачали цементный раствор с частичной продавкой его в пласт и установкой цементного моста в интервале 2925-2908 м. Распакеровались и закрыли скважину на ОЗЦ на 48 ч. Через двое суток освоили скважину замещением скважинной жидкости на нефть и снижением уровня. После освоения скважина пущена в работу на фонтанном режиме. Получен приток почти безводной нефти и увеличены дебиты нефти. Параметры работы скважины после РИР: Q» - 25,0 м /сут, QH - 24,5 м/сут, обводненность - 2,0 %.
