способ изоляции водопритока в скважину

Формула изобретения

Способ изоляции водопритока в скважину, включающий выделение интервала водонасыщенного пласта, нагнетание изолирующего материала в призабойную и приствольную зоны водонасыщенного пласта с использованием гидромониторных струй до спуска эксплуатационной колонны, отличающийся тем, что нагнетают изолирующий материал - гельцементный раствор с изоляцией высокопроницаемой призабойной зоны водонасыщенного пласта при избыточном давлении на загерметизированном устье 6,5 МПа, а поверхности фильтрации приствольной зоны - гидромониторными струями указанного раствора при скорости подъема инструмента 0,4 м/с, после чего остатки гельцементного раствора вымывают на поверхность, спускают и цементируют эксплуатационную колонну.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции водопритоков в нефтяных и газовых скважинах до крепления скважины эксплуатационной колонной.

Известен способ изоляции обводненных пластов (Пат. РФ 2013521, кл. Е 21 В 33/13, 1994), который включает последовательное закачивание в скважину порций водонефтяной эмульсии с 40-60% водной фазы при повышении вязкости каждой последующей порции и цементного раствора с водоцементным отношением (В/Ц), равным 0,7-0,9. К недостаткам способа относятся неконтролируемый процесс изменения реологических свойств закачиваемого состава при контакте его с пластовой водой, а также свойств цементного раствора вследствие водоотделения жидкости затворения под действием перепада давления нагнетания. Влияние этих факторов приводит к снижению эффективности водоизоляционных работ.

Наиболее близким к предлагаемому техническому решению является способ изоляции водопритока, включающий выделение интервала водонасыщенного пласта, нагнетание изолирующего материала в его призабойную и приствольную зоны через бурильные трубы, проводимую одновременно с углублением ствола ("Инструкция по технологии управляемой кольматации проницаемых пород при бурении и заканчивании скважин. РД 51-111-86".-М., Уфимский нефтяной институт, 1986.-с.4-19).

К недостаткам способа относится низкая эффективность изоляции продуктивных пластов от водонасыщенных, поскольку формируемый в приствольной зоне кольматационный слой не является твердеющим и характеризуется недостаточно высокими гидроизолирующими свойствами. Его нарушение происходит при депрессиях, превышающих 4-6 МПа.

Для повышения эффективности изоляции продуктивных пластов от водонасыщенных и увеличения их нефтегазоотдачи с продлением безводного периода эксплуатации скважин в способе изоляции водопритока в скважину, включающем выделение интервала водонасыщенного пласта, нагнетание изолирующего материала в призабойную и приствольную зоны водонасыщенного пласта с использованием гидромониторных струй до спуска эксплуатационной колонны, нагнетают изолирующий материал - гельцементный раствор с изоляцией высокопроницаемой призабойной зоны водонасыщенного пласта при избыточном давлении на загерметизированном устье 6,5 МПа, а поверхности фильтрации приствольной зоны - гидромониторными струями указанного раствора при скорости подъема инструмента 0,4 м/с, после чего остатки гельцементного раствора вымывают на поверхность, спускают и цементируют эксплуатационную колонну.

Сочетание методов изоляции призабойной и приствольной зон водонасыщенных пластов в открытом стволе с креплением скважины эксплуатационной колонной существенно повышают качество, эффективность и надежность водоизоляционных работ, что обеспечивает рост нефтеотдачи пластов.

Способ осуществляется следующим образом.

После бурения скважины до проектного забоя и проведения комплекса геофизических исследований (ГИС) по результатам оценки геолого-промысловых характеристик продуктивной толщи (интервалы залегания нефте- и водонасыщенных пластов, наличие и толщина водоизолирующих перемычек, текущее пластовое давление разнонапорных пластов, приемистость водонасыщенных пластов, забойная температура), перед спуском эксплуатационной колонны с учетом коэффициента приемистости и толщины водонасыщенного пласта рассчитывают параметры технологического процесса изоляции (подача и рабочее давление насоса, состав, свойства и объем применяемых изолирующих материалов) и производят изоляцию призабойной и приствольной зон водонасыщенного пласта нагнетанием гельцементных растворов и обработкой ствола гидромониторными струями гельцементных растворов.

Затем в скважину спускают и цементируют эксплуатационную колонну, производят вторичное вскрытие нефтенасыщенного пласта, освоение и ввод скважины в эксплуатацию.

Пример конкретного применения способа. В законченной бурением скважине по данным окончательного каротажа (ГИС) в интервале продуктивных отложений выделен водонасыщенный пласт толщиной 12 м, кровля которого расположена на глубине 1780 м, разделенный от нефтяного пласта 5 м изолирующей перемычкой. Подошва нефтяного пласта находится на глубине 1775 м. Текущее пластовое давление по продуктивному пласту 10 МПа, по водонасыщенному 17,5 МПа, перепад давления между пластами - 7,5 МПа, градиент перепада давления - 1,5 МПа/м. Коэффициент приемистости водонасыщенного пласта 0,510^-2 м³/c МПа.

Перед креплением в скважину спускают колонну бурильных труб с кольмататором, включающим три рабочих гидромониторных насадки диаметром 18 мм, который устанавливают в интервале изолирующей перемычки. В бурильные трубы закачан расчетный объем (7,0 м³) приготовленного гельцементного раствора, 3,5 м³ которого закачивают в высокопроницаемую призабойную зону водонасыщенного пласта при избыточном давлении на загерметизированном устье 6,5 МПа. Затем устье разгерметизируют, кольмататор спускают в подошву водонасыщенного пласта на глубину 1792 м и при подъеме инструмента на первой скорости буровой лебедки (0,4 м/с) с частотой вращения ротора 1,0 с^-1 и подачей бурового насоса 0,03 м³/с производят гидромониторную изоляцию поверхности фильтрации водонасыщенного пласта от подошвы до кровли в течение одного цикла обработки.

После этого инструмент с кольмататором устанавливают ниже подошвы водонасыщенного пласта на 3 м, и остатки гельцементного раствора вымывают на поверхность. Через 12 ч ожидания твердения гельцементного раствора эксплуатационную колонну спускают на расчетную глубину и цементируют. Через 48 ч ожидания твердения цемента колонну перфорируют в интервале продуктивного пласта, осваивают и вводят в эксплуатацию.

Комбинированная изоляция водонасыщенного пласта от продуктивного с помощью долговременной изоляции призабойной и приствольной зон многократно повышает качество и надежность работ при высоких градиентах давления между разнонапорными пластами и длительность безводной эксплуатации скважин. Средний дебит по опытным скважинам увеличивается в 2,0-3,0 раза, период безводной эксплуатации до 3-5 лет и более.