СПОСОБ ВЫРАВНИВАНИЯ ПРОФИЛЯ ПРИЕМИСТОСТИ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН Российский патент 1998 года по МПК E21B43/32 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для выравнивания профиля приемистости скважин при заводнении пластов.

Равномерное продвижение фронта вытеснения обеспечивает максимально высокую нефтеотдачу пластов. Опережающее продвижение (прорыв) вытесняющего агента (воды) по наиболее проницаемым зонам в пласте приводит к преждевременному прорыву его к добывающим скважинам. Часто профиль приемистости нагнетательных скважин нарушается из-за раскрытия или образования новых трещин в призабойной зоне пласта. Высокое давление нагнетания и снижение тангенциальных напряжений на стенке скважины благоприятствует образованию трещин, а поскольку при образовании трещины породы на стенке скважины вновь оказываются нагруженными напряжениями, то наиболее вероятным является образование одной трещины, распространяющейся в направлении, перпендикулярном действию минимального горизонтального напряжения [1]. Существенное повышение приемистости нагнетательных скважин можно считать признаком раскрытия трещин.

Известен способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, включающий периодическую задавку в пласт воздушных пачек [2].

Недостатком способа является то, что закачка воздуха снижает проницаемость по воде не только высоко-, но и низкопроницаемых пропластков.

Наиболее близким к заявляемому является способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин путем закачки в пласт полимера, образующего гель, закупоривающий проницаемые пропластки [3].

Недостаток этого и аналогичных ему способов связан с тем, что различные эмульсии и гели, затвердевающие в пласте, достаточно хорошо проникают не только в высокопроницаемые пропластки и трещины, но и в низкопроницаемые участки пласта. Попытка закупорки трещины приводит к полной или частичной закупорке всего пласта.

Технической задачей, решаемой изобретением, является разработка способа, обеспечивающего первоочередную изоляцию трещин в призабойной зоне нагнетательных скважин.

Для решения поставленной задачи при выравнивании профиля приемистости нагнетательных скважин, включающем закачку в призабойную зону пласта изоляционного материала, в качестве последнего закачивают тампонажный цементный раствор. Образование или раскрытие трещины определяют по повышению приемистости скважины выше расчетной. Для того чтобы заполнить трещину, но не допустить ее дальнейшего увеличения, закачку раствора ведут при давлении, соответствующем (близким) рабочему давлению нагнетания вытесняющего агента. После схватывания раствора скважину пускают в работу.

Для улучшения текучести раствора в трещине в нее предварительно может быть закачан гидрофобизирующий раствор, например нефть.

По результатам контроля за поддерживанием пластового давления выявляют нагнетательные скважины, приемистость которых превысила расчетные пределы, заложенные в проект разработки, что свидетельствует о наличии трещин в призабойной зоне скважин. Скважину останавливают, готовят тампонажный цементный раствор, аналогичный растворам, применяемым для крепления скважин, и закачивают его в призабойную зону нагнетательной скважины.

Цементный раствор практически не проникает в поры пород пласта и благодаря этому полностью задавливается в трещину, а после схватывания надежно закупоривает ее.

Для сохранения текучести цементного раствора и надежного заполнения им трещины в нее предварительно можно закачать нефть, которая гидрофобизирует стенки трещины и предотвращает водоотдачу от раствора в пласт.

Способ испытан на нагнетательной скважине N 2602 Самотлорского месторождения.

При контрольном обследовании было установлено, что при давлении нагнетания 4 МПа приемистость скважины увеличилась до 700 м³/сут при проектных (расчетных) показателях 500 см³/сут, что свидетельствует о наличии промытых зон (трещин).

В скважину с применением трех цементированных агрегатов типа ЦА-320 и одной цементосмесительной машины СМН-20 было закачано 10 м³ нефти и 10 м³ глиноцементного раствора плотностью 1,45 г/см³. Цементный раствора продавлен в пласт 3 м³ нефти.

Скважину остановили на 24 часа на период ожидания затвердевания цемента. После схватывания цементного раствора возобновили закачку воды. Приемистость скважины уменьшилась на 30%, что свидетельствует об изоляции имевшейся в пласте зоны интенсивного поглощения (трещины).

Источники информации:
1. Влажевич В. А. Геологофизические и технологические основы совершенствования ремонтно-изоляционных работ в скважинах методами тампонирования. Сб. научных трудов БашНИПИнефть. Вып. 64 - Уфа, 1982, с. 140-146.

2. Авторское свидетельство СССР N 1716107, МКИ6 E 21 B 43/20, 1992.

3. Авторское свидетельство СССР N 1663182, МКИ6 E 21 B 43/32, 1991.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин включает закачку в пласт цементного тампонажного раствора, который заполняет трещину и после схватывания и образования цементного камня надежно изолирует ее, причем цементный раствор закачивают при давлении, соответствующем давлению нагнетания вытесняющего агента. Технический результат - изоляция трещин в призабойной зоне нагнетательных скважин. 1 з.п. ф-лы,

1. Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, включающий закачку в пласт изоляционного материала, отличающийся тем, что при повышении приемистости нагнетательной скважины выше расчетной в нее закачивают изоляционный материал - тампонажный цементный раствор при давлении, соответствующем рабочему давлению нагнетания вытесняющего агента и ожидают схватывания тампонажного цементного раствора. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что перед закачкой тампонажного цементного раствора в нагнетательную скважину закачивают гидрофобизирующую жидкость, например нефть.