В23. ИЗОЛЯЦИЯ ВОДОНАСЫЩЕННЫХ ПЛАСТОВ ПРИ ЗАКАНЧИВАНИИ И ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН

И.А. Сагидуллин

ООО «Кварц», 423332, г.Азнакаево, ул.Хасаншина, 16, Республика Татарстан, Россия Факс: (85592) 7-79-85, e-mail: qvarc2002@mail.ru

Isolation of Waterfull Layers at Finishing and Operation of Wells

I.A. Sagidullin

CLR “Quartz”,16, Khasanshina St., Aznakaevo, Republic Tatarstan, Russia

In the Oil and Gas Producing Board “Aznakaevskneft” together with Company of Limited Responsibility “Quartz” the complex technology of isolation of water –flow is developed with creation reliable water-isolated screens in bottom operation (Patent of Russian Federation № 2195546, 2001).

Традиционные технологии разобщения пластов продуктивной толщи при креплении скважин не решают проблемы долговременной изоляции нефтяных пластов от водонасыщенных [1, 2].

Эффективность технологий по изоляции водопритоков существенно снижается с переходом месторождений в позднюю и завершающую стадии разработки [1, 3]. Аналитическая оценка состояния этих работ показывает, что дальнейшее их совершенствование и развитие связаны с изоляцией водопритоков в процессе первичного вскрытия продуктивных отношений и производства ремонтно-изоляционных операций в добывающих и нагнетательных скважинах [2, 4].

В связи с отмеченным в НГДУ «Азнакаевскнефть» совместно с ООО «Кварц» разработана комплексная технология изоляции водопритоков (СИВ) [5] на этапе заканчивания скважин и (или) в процессе их эксплуатации, которая включает: способ изоляции промытых зон в нефтяном пласте (патент РФ № 2195546, 2001 г. [6]) и комплекс технологических решений и мер по ограничению водопритоков и повышению нефтеотдачи пластов созданием надежных водоизолирующих экранов в призабойной зоне пластов (верхних, нижних, подошвенных вод и промытых зон). Назначением комплекса является сохранение природных коллекторских свойств продуктивных пластов, долговременная изоляция от водонасыщенных, т.е. решение ключевых проблем, оказывающих превалирующее влияние на эффективность эксплуатации скважин, извлечение остаточных запасов нефти (КИН) и систему разработки нефтегазовых залежей.

По технологии СИВ предварительная изоляция водопритоков осуществляется как при первичном вскрытии продуктивной толщи в необсаженном стволе, так и после крепления скважины эксплуатационной колонной до операции вторичного вскрытия нефтяного пласта.

До начала изоляционных работ по результатам ГИС выделяются границы водонасыщенного пласта, и определяется его приемистость нагнетанием промывочной жидкости на трех режимах для получения индикаторной характеристики. Для создания долговременного водоизолирующего экрана применяется комбинация закупоривающих и твердеющих материалов, включающих: гидрогель АК-639 (водонабухающий полимер ВНП) в комбинации с суспензией модифицированного дисперсного кремнезема МДК «Кварц» в углеводородной жидкости и тампонажный портландцемент.

Необходимое количество, объем реагентов, и режимы нагнетания тампонажных систем зависят от коэффициента приемистости высокопроницаемых пластов, толщины и местоположения источника обводнения относительно продуктивного пласта. В случаях крепления скважин эксплуатационными колоннами в их компоновке предусматривается возможность установки против интервала водопритока фильтров с полыми заглушками (ФПД) конструкции ТатНИПИнефть, модульных отсекателей пластов (МОП) конструкции БашНИПИнефть и т.п.

За период 2000-2002 гг. по технологии СИВ с изоляцией водонасыщенных пластов на этапе заканчивания скважин, освоено более 30 добывающих скважин.

В таблице представлены результаты и эффективность водоизоляционных работ по сравнению с базовыми, выбранными с учетом сходства фильтрационно-емкостных свойств, местоположения и времени ввода из бурения. Анализ показывает, что средняя обводненность продукции по опытным скважинам через 3 месяца эксплуатации составляет 61,9%, что на 30,6% ниже, чем в базовых скважинах, освоенных без изоляции обводненных пластов.

Анализ по 30 добывающим скважинам, где проведена изоляция водопритоков при капитальном ремонте скважин с использованием разбуриваемых пакеров ПРК-1, показал, что дополнительная добыча составляет 9360 т, т.е. 346,7 т на 1 скважино-обработку, снижение обводненности в среднем на 5,2 %.

На 34 нагнетательных скважинах данная технология применялась, в основном, для изоляции заколонной циркуляции. В результате проведенных изоляционных работ удалось сократить непроизводительную закачку в среднем с 80-85% от общих объемов до 5-7%. По реагирующим скважинам средний прирост дебита нефти на 1 скважино-обработку составляет от 2 до 3,2 т/сут, успешность работ 83%.

Из приводимых результатов следует, что изоляция водонасыщенных пластов по технологии СИВ на этапе заканчивания скважин до вторичного вскрытия продуктивных пластов имеет реальные перспективы по успешному решению ключевых проблем строительства и эксплуатации скважин - интенсификации процессов выработки трудноизвлекаемых запасов нефти, повышения коэффициента нефтеизвлечения и совершенствования систем разработки месторождений в поздней и завершающей стадиях.

Эффективность технологии СИВ с изоляцией водонасыщенных пластов на этапе заканчивания скважин на скважинах НГДУ «Азнакаевскнефть»

Номер скв., пласт Толщина пласта, м Способ вскрытия Показатели эксплуатации скв. (средн. через 3 мес.) Сокращение отбора воды Снижение обводн.
hн hгл hв водонас. пласта продукт. пласта Qн, т/сут Qж, т/сут обв.,% qн, т/сут qж, т/сут %
Базовые скважины*, пробуренные без предварительной изоляции обводненных пластов
28686 в 2,6 - 10,4 - ПК-105 10,0 25,0 61,6      
28976 0,8 - 13,2 - ПС-112 1,5 5,0 70,9      
3846 д 1,5 - 2,8 - ПС-112 2,1 60,0 96,7      
3847 д 2,3 - 8,0 - ПК-105 3,9 90,0 95,9      
765 д 2,0 - 3,5 - ПК-105 4,3 50,0 92,2      
3843 д 3,8 - 2,0 - ПК-105 1,4 80,0 98,4      
В среднем по базовым скважинам 3,9 51,7 92,5      
Опытные скважины, пробуренные с предварительной изоляцией подошвенных вод
19482 4,7 - 7,1 1854,0-1857,0 ФП-146-3 1777,0-1779,5 ПС-112, ПК-105 6,7 7,0 3,8 2,8 44,7 82,2
28771 1,6 - 12,0 1830,6-1836,6 фп-146-3 1762,5-1764,1 ПС-112, ПК-105+УЗГ 2,7 5,8 53,4 -1,2 45,9 32,6
24540 0,6 - 21,0 1738,4-1742,4 ФП-146-3 1738,4-1742,4 ПК-105 6,5 11,2 42,3 2,6 40,5 43,7
29334 4,5 - 14,1 1846,0-1850,0 ФП-168-4 1837,5-1839,5 ПС-112 11,6 13,5 14,0 7,7 38,2 72,0
29340 3,4 - 16,8 1858,0-1862,0 ФП-146-4 1849,0-1852,0 ПК-103 11,7 12,3 4,3 7,8 39,4 81,7
19457 3,0 - 15,0 1828,0-1832,0 ФП-168-4 1819,5-1822,5 ПК-103 6,5 25,0 74,9 2,6 26,7 11,1
29320 1,0 - 14,3 1866,0-1870,0 ФП-146-4 1855,0-1857,0 ПК-105 7,3 65,0 90,2 3,4 -13,3 -4,2
В среднем по опытным скважинам 7,6 20,0 61,9 3,7 31,7  

*ФП-146; ФП-168-фильтр полый депрессионный (ТатНИПИнефть) устанавливается или для вторичного вскрытия продуктивного пласта или для закачивания изоляционого материала при капитальном ремонте скважин.

Источник информации:

1. ХИМИЯ НЕФТИ И ГАЗА: Материалы V Международной конференции. Томск: Издательство Института оптики атмосферы СО РАН, 2003. – 630 с. Ответственный редактор – д.х.н. А.К. Головко