способ ликвидации межпластовых перетоков

Формула изобретения

Способ ликвидации межпластовых перетоков, включающий определение наличия межпластовых перетоков и проведение мероприятий по минимизации их влияния на добычу пластовых флюидов, отличающийся тем, что предварительно исключают возможность перетока между пластами внутри добывающей скважины и по околоскважинному зацементированному пространству через добывающую скважину в интервал первого пласта проводят закачку воды, отличающейся по составу от пластовой, в той же скважине ведут отбор жидкости из интервала второго пласта, контролируют состав воды, добываемой из второго пласта, наличие межпластовых перетоков определяют по изменению состава воды, добываемой из второго пласта, по объему воды, закачанной в первый пласт, определяют количество изолирующего материала, необходимого для изоляции межпластовых перетоков, закачивают в первый пласт изолирующий материал при одновременном отборе пластовых флюидов из второго пласта, проводят технологическую выдержку для схватывания и твердения изолирующего материала и возобновляют эксплуатацию скважины.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при ликвидации межпластовых перетоков в околоскважинном пространстве.

Известен способ исследования и разработки многопластового месторождения углеводородов, заключающийся в закачке, по меньшей мере, в одну нагнетательную скважину при заданном устьевом давлении вместе с вытесняющим агентом трассирующего агента требуемой концентрации и в регистрации его концентрации на добывающих скважинах. В каждый из исследуемых пластов закачивают при заданном забойном давлении индивидуальный трассирующий агент, после чего регистрируют концентрацию трассирующего агента, закачиваемого в нагнетательную скважину, в скважинах, добывающих углеводороды из соответствующего исследуемого пласта, затем определяют основные параметры каждого пласта и гидродинамическую связь их друг с другом и устанавливают оптимальные давления нагнетания вытесняющего агента или повторяют этот процесс при другом забойном давлении и/или при другом трассирующем агенте, продолжая его до устранения неопределенности в параметрах пластов или до достижения оптимального давления нагнетания вытесняющего агента (Патент РФ № 2315863, опубл. 27.01.2008).

Недостатком известного способа является невозможность определения межпластовых перетоков вблизи добывающей скважины, вскрывшей два и более продуктивных пласта.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ одновременно-раздельного исследования и разработки многопластовых месторождений, включающий спуск в нагнетательную скважину подземной компоновки, для исследования гидродинамической связи между пластами и целенаправленной закачки по ним индикатор - трассера, замер в скважине забойного давления и определение наличия межпластовых перетоков по появлению индикатор -трассера в добывающих скважинах и по изменению забойного давления в скважине (Патент РФ № 2371576, опубл. 27.10.2009 - прототип).

Способ позволяет определить в скважине наличие межпластовых перетоков, однако способ не обладает достаточной точностью вследствие влияния на забойное давление большого числа факторов, способных искажать или даже существенно изменять забойное давление. Способ не позволяет определить объем изолирующего материала, необходимый для изоляции межпластовых перетоков.

В предложенном изобретении решается задача повышения достоверности определения межпластовых перетоков, определения объема изолирующего материала, необходимого для изоляции межпластовых перетоков.

Задача решается тем, что в способе ликвидации межпластовых перетоков, включающем определение наличия межпластовых перетоков и проведение мероприятий по минимизации их влияния на добычу пластовых флюидов, согласно изобретению предварительно исключают возможность перетока между пластами внутри добывающей скважины и по околоскважинному зацементированному пространству, через добывающую скважину в интервал первого пласта проводят закачку воды, отличающейся по составу от пластовой, в той же скважине ведут отбор жидкости из интервала второго пласта, контролируют состав воды, добываемой из второго пласта, наличие межпластовых перетоков определяют по изменению состава воды, добываемой из второго пласта, по объему воды, закачанной в первый пласт, определяют количество изолирующего материала, необходимого для изоляции межпластовых перетоков, закачивают в первый пласт изолирующий материал при одновременном отборе пластовых флюидов из второго пласта, проводят технологическую выдержку для схватывания и твердения изолирующего материала и возобновляют эксплуатацию скважины.

Сущность изобретения

При разработке многопластовой нефтяной залежи при разности пластовых давлений возникает опасность перетоков пластовых жидкостей из пласта с большим пластовым давлением в пласт с меньшим пластовым давлением. Этот эффект особенно сильно может проявляться в зоне влияния добывающей скважины. В результате возможно преждевременное обводнение добываемой продукции или даже захоронение в пласте значительных запасов нефти. Существующие способы определения межпластовых перетоков позволяют, в основном, определить наличие перетока. Чаще всего удаленность перетока от скважины не определяется, что снижает достоверность определений и не позволяет рассчитать необходимый объем изолирующего материала для ликвидации перетока. В предложенном изобретении решается задача повышения достоверности определения межпластовых перетоков и определения объема изолирующего материала, необходимого для изоляции межпластовых перетоков. Задача решается следующим образом.

Предварительно исключают возможность перетока между пластами внутри добывающей скважины постановкой и проверкой на герметичность пакера в интервале между пластами и по околоскважинному зацементированному пространству проведением исследований качества цементного камня и наличия заколонных перетоков. При выявлении заколонных перетоков проводят изоляционные работы до достижения герметичности цементного моста в заколонном пространстве. Через добывающую скважину в интервал первого пласта проводят закачку воды, отличающейся по составу от пластовой. Как правило, пластовая вода имеет повышенную минерализацию. В этом случае водой, отличающейся по составу может служить пресная вода. И, наоборот, при наличии пресной воды в пласте в качестве воды, отличающейся по составу, следует использовать минерализованную воду. В той же скважине ведут отбор жидкости из интервала второго пласта. Контролируют состав воды, добываемой из второго пласта. Отсутствие перетоков по оклоскважинному зацементированному пространству определяют также по сохранению положения водонефтяного контакта. Наличие межпластовых перетоков определяют по изменению состава воды, добываемой из второго пласта. По объему воды, закачанной в первый пласт, определяют количество изолирующего материала, необходимого для изоляции межпластовых перетоков. Закачивают в первый пласт изолирующий материал при одновременном отборе пластовых флюидов из второго пласта. Проводят технологическую выдержку для схватывания и твердения изолирующего материала и возобновляют эксплуатацию скважины.

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: средняя глубина залегания 1040-1100 м, тип залежи - массивный. Пластовая температура 25°C, начальное пластовое давление 10,0 МПа, лабораторные исследования по керну: пористость 7,5-24,3% (среднее значение 12,9%), проницаемость 0,00024-0,956 мкм² (среднее значение - 0,02 мкм ²), нефтенасыщенность 36,5-99,1% (среднее значение 67,2%), вязкость нефти мПа·с, плотность нефти 0,902 г/см³ , плотность пластовой воды 1,12 кг/м³. Давление насыщения нефти газом 2,9 МПа, газосодержание - 18,44 м³/т, объемный коэффициент - 1,0648, динамическая вязкость пластовой нефти составляет 33,49 мПа с. Плотность пластовой нефти - 0,859 г/см³, сепарированной - 0,898 г/см³. По содержанию серы (3% мас.) нефть является высокосернистой. Кинематическая вязкость дегазированной нефти при 20°C составляет 52,3 мм² /с.

Выделенный пласт имеет следующие характеристики: глубина 1059 м, толщина 31,2 м, пластовая температура 25°C, пластовое давление 9 МПа, нефтенасыщенность 70-80%, вязкость нефти в пластовых условиях 70 мПа·с, плотность нефти в пл. условиях 0,882 г/см³, плотность пластовой воды 1,154 г/см³, пористость 10%, проницаемость 0,015 мкм ².

Водоносными отложениями Турнейского яруса являются пористые, кавернозные и трещиноватые известняки и доломиты. Пластовые воды Турнейского яруса представляют собой хлоркальциевые рассолы с общей минерализацией 142-249 г/л. Плотность воды колеблется от 1,154 до 1,175 г/см³. Необходимо отметить, что значения минерализации воды от 200 г/л и ниже связаны с разбавлением пластовых вод сточными водами.

В нефтедобывающей скважине вскрыт лишь 15 м интервал в кровельной части Кизеловского горизонта при общей толщине пласта 31 м (интервал перфорации 1059,4-1074,4 м). После организации закачки сточной воды на данном участке скважина обводнилась до 98% пластовой водой с удельным весом 1,154 г/см³, общей минерализацией воды 228 г/л.

Проведенные исследования на притоке показали отсутствие заколонной циркуляции с нижележащего Упинского водоносного горизонта и сохранение положения водонефтяного контакта. После чего производят дострел Упинского горизонта, спуск на колонне насосно-компрессорных труб и установку пакера между интервалами перфорации. Далее производят закачку пресной воды в объеме 50 м³ через колонну насосно-компрессорных труб в Упинский горизонт. При этом ведут контроль за давлением в межтрубном пространстве, измеряют плотность воды. Исследуют геофизическими методами по межтрубному пространству: профиль притока по верхнему пласту, отсутствие движения жидкости по заколонному пространству, определение герметичности установленного пакера. В результате была выявлена гидродинамическая связь между горизонтами, т.к. жидкость по верхнему пласту опреснилась при отсутствии затрубной циркуляции и герметичности пакера.

Производят поэтапную закачку реагентов через нижний интервал. В первую очередь производят закачку блокирующего состава - в этом случае достигается глубокое проникновение гидрофобной композиции в составе хлорида кальция и глинистого раствора до глубины водопроницаемых трещин пласта. Для усиления эффекта технологии вначале производится закачка 3% раствора хлорида кальция, а затем раствор из глинопорошка (бентонитовый) с удельным весом 1,2 г/см³. В результате взаимодействия образуются высокоплотные компонентные осадки из частиц глины, которые блокируют микротрещинные каналы по Упинскому горизонту и увеличивают эффективность водоизоляции.

Далее производят изоляцию трещинных каналов закачкой закрепляющего состава - цементного раствора с удельным весом 1,82-1,85 г/см ³, который проникает в макротрещинные каналы, образуя плотный экран, способный противодействовать перепаду давлений (депрессии на пласт) при эксплуатации скважины. После проводят технологическую выдержку для схватывания и твердения цемента в течение 24 часов.

Осваивают Кизеловский горизонт скважины с отбором проб до жидкости постоянной минерализации.

После проведенных мероприятий обводненность после водоизоляционных работ составила 65,2%, ранее в процессе водопритока данный показатель составлял 98%, дебит по нефти составил 1,85 т/сут, ранее составлял 0,18 т/сут.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения достоверности определения межпластовых перетоков и определения объема изолирующего материала, необходимого для изоляции межпластовых перетоков.