способ разобщения пластов в скважине

Формула изобретения

Способ разобщения пластов в скважине с водонефтяной зоной, включающий спуск в скважину колонны обсадных труб, оборудованной устройством для изоляции пласта, разобщение затрубного пространства скважины посредством указанного устройства и последующее цементирование затрубного пространства, отличающийся тем, что предварительно осуществляют разобщение затрубного пространства скважины, соответствующего водоносной части продуктивного пласта, от затрубного пространства остальной части скважины и цементирование затрубного пространства выше и ниже водоносной части продуктивного пласта, а затем цементируют затрубное пространство, соответствующее водоносной части продуктивного пласта, путем подачи тампонажного раствора через каналы указанного устройства для изоляции пласта.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к горному делу, в частности к нефтедобывающей промышленности, и может быть использовано при цементировании эксплуатационных колонн для разобщения пластов в скважинах, построенных на водонефтяных залежах.

Известен способ разобщения пластов в скважине, включающий спуск обсадной колонны и цементирование заколонного пространства тампонажным составом, перфорацию продуктивной зоны и освоение скважины с созданием депрессии на пласт (см. Справочник инженера по бурению, 1-2 т., под редакцией В.И. Мищевича, Н.А. Сидорова, М.: Недра, 1974 г.).

Однако при реализации этого способа разобщения пластов с водонефтяной зоной дальнейшее освоение при депрессии на пласт приводит к быстрому обводнению продукции за счет образования водяного конуса.

Известен способ изоляции водоносной части пласта полимерцементными растворами путем закачки растворов в водоносную часть пласта (см. Булгаков Р.Т. и др. Ограничение притока пластовых вод в нефтяные скважины. М.: Недра, 1976, с. 74-147).

И этот способ имеет недостатки. Закачка тампонажных составов производится в уже построенной скважине, где приствольная зона пласта закольматирована в процессе первичного вскрытия продуктами бурения и продуктами гидратации цемента в процессе цементирования. Вследствие этого проникновение тампонажного состава в пласт на большую глубину затруднено, что и обуславливает недостаточную изоляцию последнего.

Другой недостаток способа заключается в следующем. Формирование кольматационного экрана в водонефтяной зоне в процессе строительства скважины при равной проницаемости пласта по мощности происходит неравномерно, причем глубина кольматационного экрана против водоносной части пласта больше. Если кольматационный экран не вскрывается перфорацией на всю глубину, то при закачке тампонажных составов через водоносную часть пласта в процессе изоляции сопротивление его движению в радиальном направлении может оказаться выше, чем в вертикальном. В этом случае имеет место кольматация нефтеносной части пласта изолирующими составами, что неизбежно приводит к снижению продуктивности пласта.

Еще одним существенным недостатком способа является необходимость глубокой перфорации против водоносной части пласта. При этом появляется проблема обеспечения герметичности колонны.

Наиболее близким к заявляемому является способ разобщения пластов, реализованный с помощью устройства по пат. РФ 2098602, oп. 10.12.97 г., включающий спуск в скважину обсадной колонны, оборудованной устройством для изоляции интервала продуктивного пласта и цементирование ствола скважины при изоляции продуктивного интервала пласта от цементного раствора. При этом отсутствие контакта цементного раствора с пластом исключает кольматацию углеводородсодержащей части пласта продуктами гидратации цемента. Вследствие этого обеспечивается снижение величины депрессии на пласт при освоении, что уменьшает опасность быстрого образования водяного конуса в пласте и обводнения продукции.

Однако и этот известный способ не исключает образование водяного конуса при освоении скважин с водонефтяной зоной, так как глубина влияния депрессии, хотя и снижается по величине, на пласт и величина кольматационного слоя против водоносной части пласта остается такой же, как и в предыдущих способах разобщения пластов. При этом в случае проведения изоляционных работ закачкой в водоносную часть пласта тампонажных составов сохраняются все недостатки предыдущего способа, т.е. недостаточная изоляция пласта и снижение его продуктивности вследствие кольматации нефтеносной части пласта изолирующими составами, а также возможность нарушения герметичности колонны.

Таким образом, возникла проблема эффективного разобщения пластов в скважинах с водонефтяной зоной, обеспечивающего в конечном итоге повышение продуктивности пласта.

Указанную проблему можно решить предлагаемым способом разобщения пластов в скважине с водонефтяной зоной, включающем спуск в скважину колонны обсадных труб, оборудованной устройством для изоляции пластов, разобщение затрубного пространства скважины посредством указанного устройства и последующее цементирование затрубного пространства, в котором согласно изобретению предварительно осуществляют разобщение затрубного пространства скважины, соответствующего водоносной части продуктивного пласта от затрубного пространства остальной части скважины и цементирование затрубного пространства выше и ниже водоносной части продуктивного пласта, а затем цементируют затрубное пространство, соответствующее водоносной части продуктивного пласта путем подачи тампонажного раствора через каналы указанного устройства для изоляции пласта.

Благодаря предварительной изоляции водоносной части пласта исключается его кольматация фильтратом и продуктами гидратации цемента, зона кольматации образуется только в процессе первичного вскрытия пласта бурением и значительно меньше, чем в смежных проницаемых интервалах.

Таким образом, новый технический результат, достигаемый предлагаемым способом - это уменьшение величины кольматационного слоя против водоносной части продуктивного пласта. Поэтому проницаемость приствольной зоны против водоносной части пласта остается более близкой к естественной, что обуславливает проникновение изоляционных составов в водоносную часть пласта на большую глубину и обеспечивает надежную изоляцию. Кроме того, появляется возможность широкого выбора тампонажных составов по структурным и реологическим характеристикам.

Кроме того, уменьшение величины кольматационного слоя против водоносной части пласта способствует созданию условий для радиального движения изоляционных составов на водной основе, что предотвращает кольматацию водоносной части пласта изоляционными составами и обеспечивает повышение продуктивности пласта.

И, наконец, отпадает необходимость глубокой перфорации против водоносной части пласта и соответственно проблема обеспечения герметичности колонны.

На фиг.1 и 2 схематично показаны стадии осуществления предлагаемого способа. На фиг.3 - сформировавшаяся зона проникновения тампонажного состава в водоносную часть пласта. На фиг.1 показана стадия отделения водоносной части продуктивного пласта от остальной его части путем разобщения затрубного пространства известным устройством для изоляции пластов, где 1 - колонна обсадных труб, 2 - устройство для изоляции пласта, 3 - цементный камень в затрубном пространстве, 4 зона проникновения фильтрата цементного раствора и продуктов гидратации цемента (кольматационный слой), 5 - зона проникновения фильтрата бурового раствора (кольматационный слой).

На фиг. 2 показан заключительный этап изоляции водоносной части пласта, где 6 - колонна насосно-компрессорных труб (НКТ), 7 - внутриколонный пакер, 8 - каналы устройства для подачи тампонажного изоляционного состава.

Способ осуществляют следующим образом.

Вскрывают скважиной нефтеносную и водоносную части продуктивного пласта. Спускают колонну обсадных труб 1, оборудованную устройством для изоляции пластов 2. Устанавливают устройство напротив водоносной части продуктивного пласта и приводят его в рабочее положение, тем самым разобщая затрубное пространство скважины и отделяя водоносную часть пласта от остальной его части. Затем цементируют затрубное пространство скважины выше и ниже водоносной части пласта. После времени ОЗЦ и образования цементного камня 3 открывают каналы 8 в корпусе устройства 2 и сообщают внутритрубное пространство с затрубным. Затем спускают колонну НКТ с пакером, который устанавливают на границе раздела нефтеносной и водоносной частей продуктивного пласта и через колонну НКТ закачивают под давлением тампонажный изоляционный состав. После создания изолирующего экрана перекрывают каналы 8 устройства заслонками. После времени ОЗЦ осуществляют вторичное вскрытие нефтеносной части пласта и ее эксплуатацию.

Предлагаемый способ поясняется следующим конкретным примером.

Цементирование осуществляют в одну ступень закачкой в затрубное пространство через башмак колонный 20 м³ цементного раствора плотностью 1850 кг/м³. После цементирования затрубного пространства выше и ниже водоносной части пласта (время ОЗЦ составляет 24 ч) спускают НКТ с внутриколонным пакером и производят закачку изолирующего тампонажного состава - нефтецементного раствора в количестве 3-10 м³ через каналы устройства в водоносную часть пласта. Затем НКТ с пакером поднимают и каналы закрывают. Далее производят промывку скважины от остатков изоляционной пасты.

Предлагаемый способ позволяет надежно изолировать водоносную часть продуктивного пласта и тем самым увеличить его продуктивность.