СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ПОДОШВЕННОЙ ВОДЫ В НЕФТЯНЫХ СКВАЖИНАХ Российский патент 1999 года по МПК E21B43/32 E21B33/13 

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений с подошвенной водой, в частности к разработке контактных запасов нефти и переходных зон вода-нефть.

Известный способ изоляции пластовых вод в нефтяных скважинах [1] предусматривает перфорацию водонасыщенной части пласта, форсированный отбор воды до образования обратного конуса нефти, затем перфорацию нефтенасыщенной части и отбор нефти, либо отбор нефти только через водонасыщенную часть.

Недостатком способа является в первом варианте неизбежный прорыв подошвенной воды в скважину, но несколько позднее, чем в обычную скважину; во втором варианте будет большой процент обводненности продукции скважины.

Целью предлагаемого способа является продление безводного периода работы скважины, уменьшение процента обводненности продукции, а также добыча жидкости из наиболее нефтенасыщенной части переходной зоны вода-нефть.

Поставленная цель достигается тем, что после образования обратного конуса (1, фиг. 1) производится дострел (2) водонасыщенной части переходной зоны вода-нефть выше существующего интервала перфорации (3), затем производится закачка водоизолирующего состава (4) для селективной водоизоляции. Подобные составы, как известно, обладают свойством при соединении с водой кристаллизовываться и тем самым создавать непроницаемые зоны /2/. В нашем случае, наряду с образованием конуса нефти, очевидно образуется снизу и конус чистой воды, так как перфорируется переходная зона вода-нефть. Закачка водоизолирующего состава приведет к образованию искусственного экрана с "вырезанной" верхней частью (5) на месте нефтяного конуса, т.к. в этом месте вода отсутствует, а состав кристаллизуется лишь в присутствии воды в породе. Наиболее прочен экран будет в нижней части (6), т.к. насыщенность водой здесь была максимальна. Чем выше точка на экране, тем более он проницаем, т.к. водонасыщенность уменьшается, а нефтенасыщенность растет с приближением к чисто нефтяной зоне. Таким образом, после образования экрана и пуска скважины в работу будет производиться отбор нефти через обратный конус из нефтенасыщенной части пласта (7) и отбор жидкости из верхней части переходной зоны (8), которая наиболее нефтенасыщена. Прорыв воды из чисто водонасыщенной части будет затруднен прочной частью экрана со стороны водонасыщенной зоны, а также наличием обратного конуса нефти.

Нефтяная скважина вскрывает контактные запасы нефти. Толщина нефтенасыщенной части 4 метра, переходной зоны - 6 метров, водонасыщенной части - 8 метров. Анизотропия пласта равна 2. Переходная зона вскрывается в интервале 6-8 метров, считая от кровли нефтенасыщенной части (фиг. 2). Далее производится форсированный отбор жидкости с дебитом 350 тонн/сутки. Как показывают расчеты по программе, составленной на основании методики В.Л.Данилова и Р.М. Кац /3/, конусы нефти и воды достигнут забоя на четверные сутки (фиг. 2). Затем производят дострел 1 метр выше существующего интервала перфорации и закачивают состав для селективной водоизоляции. Ширина обратного конуса нефти на уровне начала интервала перфорации составляет, как показывают расчеты, около 4 метров. Исходя из этого можно определить обьем закачки водоизоляционного состава. После кристаллизации состава начинают добычу при депрессии, допустимой для образованного искусственного экрана.

Использование предлагаемого способа ограничения притока подошвенной воды обеспечивает по сравнению с существующими способами следующие преимущества:
1. Наличие обратного конуса нефти делает возможным отбор нефти из чисто нефтяной зоны и отбор жидкости из наиболее нефтенасыщенной части переходной зоны при минимальной обводненности;
2. Наличие непроницаемого снизу для воды и частично проницаемого сверху для нефтенасыщенной жидкости искусственного экрана;
3. Наличие изолированного по всей высоте от подошвенной воды интервала перфорации.

Источники информации:
1. А.с. СССР N 1038470, E 21 B 43/32,1983 БИ N 23 (прототип).

2. Г. З. Ибрагимов и др. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти: Справочник. - М.: Недра, 1991, 384 с.(аналог).

3. В.Л.Данилов, Р.М.Кац. Гидродинамические расчеты взаимного вытеснения жидкостей в пористой среде. - М.: Недра, 1980, 264 с.

Использование: при разработке нефтяных месторождений с подошвенной водой, в частности в разработке контактных запасов нефти и переходных зон вода - нефть. Обеспечивает продление безводного периода работы скважины, уменьшение обводненности продукции, а также добычу жидкости из наиболее нефтенасыщенной части переходной зоны вода - нефть. Сущность изобретения: по способу предусматривают перфорацию переходной зоны пласта. Отбирают воду до образования обратного конуса нефти и конуса подошвенной воды снизу. Производят дострел верхней водонасыщенной части переходной зоны выше существующего интервала перфорации. Закачивают селективный водоизолирующий состав для образования искусственного экрана с непроницаемой частью снизу и проницаемой частью в виде конуса сверху для нефтенасыщенной жидкости. Искусственный экран изолирует по всей высоте интервал вскрытия от подошвенной воды. 2 ил.

Способ изоляции подошвенной воды в нефтяных скважинах, предусматривающий перфорацию переходной зоны пласта, отбор воды до образования обратного конуса нефти и конуса подошвенной воды снизу, отличающийся тем, что производят дострел верхней водонасыщенной части переходной зоны выше существующего интервала перфорации, закачку селективного водоизолирующего состава для образования искусственного экрана с непроницаемой частью снизу и проницаемой частью в виде конуса сверху для нефтенасыщенной жидкости, при этом искусственный экран изолирует по всей высоте интервал вскрытия от подошвенной воды.