Ограничение водопритоков составами АКОР
15 сентября 1989
УДК 622.276.7:622.245.43
Д. В. ХОСРОЕВ, Ю. Н. ЯНКОВСКИЙ,
С. А. РЯБОКОНЬ, В. М. СТРОГАНОВ
(ВНИИКРнефть),
В. Л. БАБЕНКО. В. А. СТРИЖНЕВ
("Юганскнефтегаз")

В ПО "Юганскнефтегаз" основная добыча нефти приходится на месторождения, вступившие в позднюю стадию разработки. Более половины фонда скважин эксплуатируется при обводненности добываемой продукции более 70 %. Годовой темп роста обводненности превышает 5 %. Большую долю нефти содержат водонефтяные зоны, 1/3 залежей — водоплавающие, что практически исключает безводный период эксплуатации скважин. Ежегодно увеличение числа обводненных скважин превышает число скважин, в которых были проведены ремонтно-изоляционные работы (РИР). Доля скважин, где выполнены РИР за 1985, 1986 г. составила соответственно 15 и 14,1 % фонда скважин. В связи с этим задача ограничения и изоляции притока вод в добывающих скважинах является одной из важнейших как для Нефтеюганского района, так и для других нефтяных районов Среднего Приобья.

Геофизические исследования показывают, что цементные заливки позволяют устранить заколонные перетоки, и в данном направлении следует вести работы для сокращения стоимости и продолжительности указанного вида РИР. Одним из способов решения этой задачи можно считать применение составов, фильтрующихся в пласт, или использование технологических схем ремонта без разбуривания моста. При других видах обводнения цементные заливки оказались экономически малоэффективными (на 1 т восстановленной добычи нефти затрачивается 55 руб.).

В 1984—1986 гг. водопритоки также ограничивали фильтрующимися в пласт составами. По результатам обработок трех скважин с применением гипана совместно с жидким стеклом в двух из них отмечено уменьшение дебита нефти. Отбор нефти снизился в 40 % скважин, обработанных продуктом 119–204, хотя суммарный отбор нефти по всем скважинам не изменился. Дебит нефти не возрос и при обработке скважин многокомпонентной пеной на основе силиката натрия. Технологическая успешность указанных работ не превысила 25 %.

В 1986 г. и в I полугодии 1987 г. ВНИИКР-нефть совместно с базовым предприятием УПНП и КРС отработал технологию ограничения подошвенных, слойных и заколонных водопритоков к нефтедобывающим скважинам составами АКОР. Данные составы являются одно– и двухкомпонентными системами с управляемыми реологическими свойствами и селективным технологическим воздействием на пласт. Их можно применять в сложных геолого-климатических условиях в любое время года при температуре окружающего воздуха до — 50 °С. Использование составов АКОР не требует создания специальных технических средств.

Изоляция тампонажным материалом АКОР проведена в 41 скважине. Изоляционные работы выполнены по следующей схеме: подготовка скважины к обработке; приготовление тампонажного состава; ОЗЦ; освоение. Перед началом отработки технологии были проанализированы геофизические характеристики месторождений, а также геолого-промысловые данные по скважинам, что позволило подобрать наиболее оптимальную модификацию состава АКОР и технологическую схему ремонта. Кроме того, на первых этапах геофизические исследования скважин осуществляли до и после обработок. Все это дало возможность в кратчайший срок и с минимальными затратами оптимизировать технологический процесс и создать индустриальную технологическую схему обработки. Так как РИР направлены не столько на ограничение отбора воды, сколько на прирост добычи нефти, после обработки для вовлечения в эксплуатацию ранее неработающих нефтяных прослоев в скважинах обычно проводят кислотную или мицеллярную обработку.

Изоляционные работы выполняли по пластам групп А и В на шести месторождениях объединения: Южно-Сургутском, Усть-Балыкском, Мамонтовском, Северо-Салымском, Правдинском, Южно-Балыкском. Обычно необходимо было изолировать слабоминсрализованные нагнетаемые (закачиваемые) воды. Источниками обводнения скважин служили колонные перетоки, подошвенные воды (конусообразование), прорыв воды по высокопроницаемым прослоям, отделенным от нефтяных как низкопроницаемыми, так и непроницаемыми разностями. Во всех случаях заколонных перетоков источником обводнения являлись нижележащие водоносные пласты. По скв. 8030 Мамонтовского месторождения, скв. 535, 242 Тепловского месторождения, скв. 430 и 446 Северо-Салымского месторождения выявлено два источника обводнения: прорыв фронта нагнетаемых вод и заколонные перетоки снизу. Геофизические исследования проведены в 21 скважине, по 20 скважинам РИР основывались на данных разработки. Подбирали скважины обводненностью 50–100 %. Результаты РИР составами АКОР приведены в таблице.

Наибольшая эффективность достигнута при обводнении скважин по прослоям, разобщенным непроницаемыми прослоями мощностью более 1 м. Наименее успешны работы по борьбе с обводнением скважин при прорыве фронта нагнетаемых вод но монолитному пласту. Продолжительность водоизоляционного эффекта при этом типе обводнения зависит от местоположения скважины в системе разработки. Если скважина расположена в первом добывающем ряду от нагнетательного ряда, то продолжительность эффекта изоляции в 2—3 раза меньше по сравнению с расположением скважины в стягивающем ряду. Для других видов обводнения такой зависимости не прослеживается.

Успешные операции проведены при трех- и пятирядных блоковых системах разработки. Наиболее целесообразно применение селективных материалов АКОР при изоляции пластов-обводнителей в скважинах, эксплуатирующих совместно два и более объектов. Внедрение разработанной технологической схемы селективной изоляции вод составами АКОР снизило стоимость ремонтов на 20— 45 % и сделало этот и другие виды РИР экономически целесообразными (на I т восстановленной добычи нефти затрачивается 15 руб. и наблюдается тенденция к снижению затрат).

Статья опубликована в: "Нефтяное хозяйство" №9, 1989 г.

© При использовании материалов ссылка на сайт и первоисточник обязательна.

Write Close
Close
У вас есть вопросы? Напишите нам!
Мы обязательно вам ответим