способ изоляции обводненных пластов

Формула изобретения

СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ОБВОДНЕННЫХ ПЛАСТОВ, включающий закачку в пласт нескольких порций состава, меняющего свои реологические свойства при контакте с пластовой жидкостью, отличающийся тем, что, с целью повышения прочности и надежности изоляции за счет увеличения радиальных размеров изолирующей пробки, дополнительно закачивают расчетную порцию цементного раствора с водоцементным отношением В/Ц = 0,7 - 0,9, а в качестве состава, меняющего свои реологические свойства, используют водонефтяную эмульсию с водной фазой 40 - 60 об. % , причем вязкость каждой последующей порции увеличивают.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, к способам изоляции зон водопритоков путем закачки составов, меняющих свои реологические свойства при контактировании их с пластовой водой.

Известен способ изоляции водопритоков в нефтяные скважины путем закачки цементного раствора с добавками гильсенита, когда перед закачкой основного тампонирующего состава в пласт закачивают смесь бентонита и воды (57 кг бентонита на 1 м³ воды) [1] . При известном способе нет достаточной избирательности тампонирования - наряду с изоляцией водопритоков, изолируются и те каналы, по которым поступает из пласта нефть. Известный способ неприменим при температурах выше 110^оС.

Известен способ изоляции зон поглощения и водопритоков, при котором нефтецементный раствор закачивают к изолируемому участку и выдерживают в течение определенного времени. В это время раствор контактирует с пластовой водой и приобретает повышенную вязкость на границе контакта. Остановка во время процесса и последующее продавливание высоковязкой массы позволяют лучше заполнить смесью поры и трещины изолируемого пласта [2] .

Известный способ имеет малую избирательность, его возможно применять только в низкотемпературных скважинах, ниже температуры 115,5^оС.

Известен способ изоляции водопроводящих каналов, при котором в пласт закачивают суспензию бентонитовой глины на нефти. Закачку веду отдельными порциями с временными выдержками между закачками. Концентрация закупоривающего агента (бентонитовой глины) от порции к порции возрастает. Таким образом сначала закупориваются мелкие каналы, а затем все более крупные.

Известный способ позволяет создать более мощный тампон и применим в более широком интервале температур (100-150^оС).

Однако в ряде случаев эффективность известного способа недостаточна. При резких изменениях перепада давления происходит разрушение изолирующего экрана, поскольку этот экран не слишком прочен, а более работает за счет своей большой толщины. Происходит постепенное вымывание отдельных участков экрана, он утоньшается, в конечном случае, разрушается.

Таким образом, способ не обеспечивает прочной изоляции водоподводящих каналов.

Цель - повышение прочности и надежности изоляционного экрана в трещинных и трещинопоровых пластах с высокой температурой и каналами фильтрации различной проницаемости. Эта цель достигается тем, что в обводненный пласт закачивают последовательно два состава.

Первый состав, изменяющий свои свойства при контактировании с пластовой водой, представлен волонефтяной эмульсией, которая закачивается отдельными порциями, с переменным содержанием водной фазы (в пределах 40-60% объемных) и с повышением вязкости эмульсии от порции к порции.

Второй состав, не меняющий свои свойства при контактировании с пластовой водой, представлен цементным раствором с повышенным водоцементным отношением В/Ц = 0,7-0,9.

Граничные значения В/Ц выбраны исходя из следующих соображений.

Нижний предел В/Ц = 0,7 обеспечивает за счет малой вязкости проникновение раствора в поры пласта и трещины. Применять такой раствор рекомендуется при большой проницаемости пласта.

При значениях В/Ц меньше 0,7 проникновение такого раствора в пласт затруднено (за счет повышенной вязкости).

Верхний предел В/Ц = 0,9 еще обеспечивает образование цементного камня достаточной прочности для водоизоляционного экрана. Применять такой раствор рекомендуется при малой проницаемости пласта - такой раствор за счет своей малой вязкости будет проникать в пласт.

При значениях В/Ц = 1,0 цементный камень практически не образуется .

Общая закономерность: чем менее проницаемый обводненный пласт, тем выше должно быть В/Ц, но в пределах интервала, указанного в формуле изобретения.

Сроки схватывания, которые зависят от глубины обводненного пласта и потребного времени на закачивание цементного раствора, можно регулировать известными добавками, которые используются на конкретных месторождениях.

Закачка водонефтяной эмульсии отдельными последовательными порциями с повышением их вязкости от порции к порции позволяет более полно блокировать обводненные каналы.

Эмульсия с малой вязкостью проникает в мелкие трещины и каналы и на большую глубину. Эмульсия с более высокой вязкостью в основном блокирует обводненные крупные трещины и высокопроницаемые каналы.

Реологические свойства водонефтяной эмульсии при контакте с пластовой средой изменяются так:

а) при попадании в нефтяные пропластки - вязкость эмульсии падает за счет насыщения нефтью;

б) при попадании в водяные пропластки и каналы - вязкость эмульсии возрастает за счет увеличения содержания воды.

Таким образом происходит избирательное временное закупоривание водопроводящих каналов и трещин.

Для приготовления водонефтяной эмульсии используется либо техническая вода, либо водный раствор (2,5 - 10% ) хлористого кальция и нефть с того же промысла. Легкоподвижный цементный раствор с В/Ц = 0,7 - 0,9 будет проникать в наиболее проницаемые и обводненные интервалы нефтяного коллектора и, действуя как поршень, проталкивать водонефтяную эмульсию в глубь пласта. Это способствует увеличению радиальных размеров изолирующей пробки, т. е. достижению цели изобретения. После затвердевания цементногораствора создается надежная преграда против выноса из пласта водонефтяной эмульсии. Таким образом водонефтяная эмульсия создает временный экран, позволяющий провести "цементирование" наиболее обводненных интервалов, а цементная перемычка делает "временную" экранизацию как бы постоянной.

Перемычка состоит из двух слоев: цементного слоя и вязкой "подушки" из слоя водонефтяной эмульсии.

Новым приемом (не имеющим аналога) является использование свойства вязкость для временного закупоривания каналов и трещин.

А это дает возможность утверждать, что предложенное техническое решение отвечает критерию "Существенные отличия".

П р и м е р 1. Данные по скважине: интервал перфорации 2520-2535 м; обводненность продукции 97% ; проницаемость призабойной зоны пласта 240 миллидарси; приемистость скважины 720 м³/сут при давлении 90-100 кг/см².

При осуществлении способа в пласт закачивают:

1 порция Водонефтяная эмульсия 8 м³ Состав: нефть 60% объемных

2,5-ный водный раствор хлористого кальция 40%

вязкость 16 с (по ВЗ-1)

2 порция Водонефтяная эмульсия 6 м³ Состав: нефть 50% объемных

2,5% -ный водный раствор

хлористого кальция 50%

вязкость 29 с (по ВЗ-1)

3 порция Водонефтяная эмульсия 6 м³ Состав:

Нефть 40% объемных

2,5% -ный водный раствор хлорис-

того кальция 60%

вязкость 40 с (по ВЗ-1)

4 порция

Цементный раствор с В/Ц в объеме 3 м³.

Цементный раствор продавливается в пласт нефтью в объеме насосно-компрессорных труб (4,7 м³).

Скважину затем закрывают на двое суток, после чего проводят освоение по существующим методам. П р и м е р 2. Данные по скважине: интервал перфорации 3220-3230 м; обводненность продукции 96% ; проницаемость призабойной зоны пласта 80 миллидарси; приемистость скважины 280 м³/сут при давлении 80 кг/см²; внутренний объем насосно-компрессорных труб 10м³. При осуществлении способа в пласт закачивают:

1 порция Водонефтяная эмульсия 8 м³ Состав:

нефть 60% объемных

2,5% -ный водный раствор хлористого

кальция 40%

вязкость 16 с (по ВЗ-1)

2 порция Водонефтяная эмульсия 8 м³ Состав:

нефть 50% объемных

2,5% -ный водный раствор хлористого

кальция 50%

вязкость 28 с (по ВЗ-1)

3 порция Водонефтяная эмульсия 8 м³ Состав:

нефть 40% объемных

2,5% -ный водный раствор хлористого

кальция 60%

вязкость 40 с (по ВЗ-1)

4 порция

Цементный раствор с В/Ц = 0,9 в объеме 3 м³.

Цементный раствор продавливается в пласт нефтью в объеме насосно-компрессорных труб (10 м³).

Скважину затем закрывают на двое суток, после чего проводят освоение по существующим методам. Как показали промысловые испытания, заявленный способ по сравнению с прототипом дает более надежные результаты.

Способ не требует дополнительных материалов и средств. Это является фактором, который должен облегчить широкое применение данного способа на производстве.