СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ И ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКОВ В ГОРИЗОНТАЛЬНЫЕ СКВАЖИНЫ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции и ограничения водопритоков в горизонтальные стволы добывающих скважин.

Известен способ изоляции водопритоков в горизонтальном стволе добывающих скважин с использованием безмуфтовой длинномерной трубы, заключающийся в заполнении горизонтального участка ствола скважины блокирующей жидкостью и последующей закачке водоизолирующей композиции в обводненный интервал пласта (патент РФ №2235873, опубл. 10.09.2004 г.).

Недостатком указанного способа является привлечение дополнительного оборудования, в частности безмуфтовой длинномерной трубы, увеличение числа спускоподъемных операций и времени осуществления мероприятия, сложность осуществления продавливания водоизолирующей композиции в интервал изоляции методом уходящей заливки, при котором скорость заполнения изолируемого интервала горизонтального ствола должна соответствовать скорости подъема безмуфтовой длинномерной трубы.

Известен способ изоляции водопритоков в горизонтальном стволе добывающих скважин, включающий заполнение участка горизонтального ствола скважины блокирующей жидкостью для создания профилактического фильтрационного слоя, последующую закачку в призабойную зону раствора полимера, продавку раствора полимера, остановку скважины на время отверждения раствора полимера, разбуривание отвержденного раствора полимера и закачку кислоты, или дизельного топлива, или минерализованного раствора для удаления профилактического фильтрационного слоя (патент РФ №2286448, опубл. 27.10.2006 г.).

Недостатком способа является сложность проведения ремонта и увеличение времени осуществления мероприятия ввиду необходимости разбуривания отвержденного раствора полимера и закачки кислоты, или дизельного топлива, или минерализованного раствора для удаления профилактического фильтрационного слоя.

Наиболее близким к предлагаемому техническому решению является способ поинтервальной изоляции и ограничения водопритоков в горизонтальные скважины (патент РФ №2363841, опубл. 10.08.2009 г.).

Сущность указанного способа заключается в том, что в способе поинтервальной изоляции и ограничения водопритоков в горизонтальные скважины, включающем закачку полимера в каждый интервал, продавку раствора полимера водой, остановку скважины на период структурообразования полимера после обработки каждого интервала, перед закачкой раствора полимера в каждый интервал в скважину закачивают блокирующую жидкость с оптимальным временем "жизни", в течение которого обеспечивается закачка в изолируемый интервал заданного объема полимера, по прошествии которого происходит саморазрушение блокирующей жидкости, в объеме, необходимом для заполнения горизонтального ствола от забоя скважины до ближней от забоя границы интервала обработки раствором полимера, после выдержки на период структурообразования полимера в последнем обрабатываемом интервале в скважину закачивают деструктор полимера, который затем продавливают водой в пласт в ближнюю прискважинную зону и выдерживают на период разрушения полимера в этой зоне.

Указанный способ недостаточно эффективен вследствие применения необоснованного объема раствора полимера, что может привести к недостаточной изоляции водопритока (незначительному снижению дебита воды или отсутствию такового) или, наоборот, избыточной изоляции, когда наряду с ограничением воды в добываемой продукции происходит значительное снижение дебита нефти. Недостатком также является необходимость применения деструктора полимера для вынужденной декольматации пласта по причине закачки в него необоснованного объема раствора полимера, что увеличивает продолжительность и стоимость ремонта и снижает технологичность способа.

Задача предлагаемого изобретения состоит в повышении эффективности способа изоляции и ограничения водопритоков в горизонтальные скважины за счет увеличения точности определения объема раствора полимера и подбора закачиваемого раствора полимера с наиболее подходящими в данном конкретном случае свойствами, а также в повышении технологичности способа за счет упрощения технологии и снижения времени ремонта скважины.

Технический результат - повышение эффективности изоляции и ограничения водопритока в горизонтальные скважины за счет формирования в интервале водопритока устойчивого полимерного экрана и, наоборот, неустойчивого - в продуктивном интервале (как следствие подбора раствора полимера с наиболее подходящими свойствами и расчета объема раствора полимера). Соответственно, по предлагаемому способу нет необходимости применять деструктор полимера, что сокращает продолжительность и стоимость ремонта и повышает его технологичность.

Указанный технический результат достигается тем, что в способе изоляции и ограничения водопритоков в горизонтальные скважины, включающем закачку и продавку раствора полимера, остановку скважины на период структурообразования полимера, согласно изобретению предварительно проводят геофизические исследования для уточнения интервала водопритока, проводят вычислительные эксперименты, основанные на математической модели процесса изоляции и ограничения водопритока, оценивая для разных по вязкости растворов полимеров и объемов раствора полимера устойчивость полимерных экранов в нефте- и водонасыщенной зонах продуктивного пласта на предельной депрессии и депрессии при эксплуатации, факторы остаточного сопротивления закачиваемых растворов полимеров по воде и нефти с учетом типа продуктивного пласта, а также обводненность добываемой нефти и ее дебит после изоляции и ограничения водопритоков, причем вязкость растворов полимеров оценивают во времени при температуре продуктивного пласта, затем выбирают полимер с необходимой вязкостью и объемом закачки, обеспечивающий устойчивость экрана из него в водонасыщенной зоне и неустойчивость экрана в нефтенасыщенной зоне продуктивного пласта, и закачивают выбранный раствор полимера в рассчитанном объеме. Кроме того, при необходимости перед закачкой раствора полимера закачивают временно блокирующий состав, не фильтрующийся в пласт.

В качестве полимерного состава может применяться, например, состав, содержащий, вес.ч.: полиакриламид 0,5-2,5, вода 97-99,45, сшивающий агент ацетат хрома 0,05-0,5.

В качестве временно блокирующего состава, не фильтрующегося в пласт, может применяться, например, эмульсия обратного типа, содержащая, об.ч.: нефть 25-45, гидрофобизатор АБР 4-5, вода 50-70.

Результаты лабораторных исследований, необходимые для расчета объема раствора полимера и подбора его свойств, могут быть получены путем проведения лабораторного исследования раствора полимера непосредственно перед проведением работ по изоляции и ограничению водопритоков в горизонтальные скважины или из литературных источников (Никишов Вячеслав Иванович. Совершенствование технологии ремонтно-изоляционных работ по исправлению негерметичного цементного кольца на примере месторождений Западной Сибири: диссертация кандидата технических наук; Уфа, 2010. - 177 с.: ил.; Тяпов Олег Анатольевич. Повышение эффективности разработки сложнопостроенных залежей отключением верхнего пласта: диссертация кандидата технических наук: 25.00.17 / Тяпов Олег Анатольевич; [Место защиты: Ин-т проблем трансп. энергоресурсов]. - Уфа, 2010. - 162 с.: ил. РГБ ОД, 61 10-5/1744; Нигматуллин Т.Э., Борисов И.М., Корнилов А.В., Политов М.Е., Телин А.Г. Лабораторное тестирование материалов для ремонтно-изоляционных работ в горизонтальных скважинах // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». - 2012. - №2. - С.12-15).

Принципиальным отличием предлагаемого способа изоляции и ограничения водопритоков в горизонтальные скважины является оптимальное с позиций достижения указанного технического результата проектирование дизайна изоляции и ограничения водопритоков в результате выбора раствора полимера и его объема по результатам вычислительных экспериментов, основанных на математической модели процесса ограничения и изоляции водопритока.

Способ осуществляется следующей последовательностью операций:

1. В скважине проводят геофизические исследования для уточнения интервала водопритока.

2. Проводят вычислительные эксперименты, основанные на математической модели процесса изоляции и ограничения водопритока, рассчитывая для разных растворов полимера и объемов раствора полимера прирост дебита нефти и сокращение обводненности после обработки, выбирают тот раствор полимера и тот его объем, который позволяет получить наибольший прирост дебита нефти и наибольшее сокращение дебита воды после обработки.

3. В скважину через колонну НКТ закачивают выбранный раствор полимера в рассчитанном объеме. Закачку первоначально ведут при открытой затрубной задвижке, при достижении раствором полимера башмака НКТ задвижку закрывают. Полимер заполняет ствол скважины и фильтруется в пласт, причем в большей степени в область водопритока, что достигается селективностью фильтрации полимера.

4. Осуществляют продавку в пласт раствора полимера водой. Скважину очищают от остатков раствора полимера промывкой водой.

5. Проводят технологическую выдержку на период гелеобразования продолжительностью 24-72 часов.

При необходимости, например, когда интервал водопритока находится близко к интервалу набора кривизны (пятке) горизонтального ствола, предварительно перед закачкой раствора полимера закачивают временно блокирующий состав, не фильтрующийся в пласт.

Вычислительные эксперименты, позволяющие рассчитать дебит нефти и обводненность после проведения ремонта скважины с использованием определенного раствора полимера в определенном объеме, осуществляют, например, путем проведения следующих операций:

1. Вязкость раствора полимера на основании лабораторных исследований представляют в виде функции времени, например в виде:

где

t - время,

µ(t) - вязкость раствора полимера в момент времени t,

µ₀ - начальная вязкость раствора полимера или вязкость в момент времени t=0,

b - скорость возрастания вязкости раствора полимера со временем.

2. В случае зональной неоднородности пластов по стволу скважины определяют средневзвешенные параметры нефте- и водонасыщенной зон:

,

где

m₁ - средневзвешенная пористость нефтенасыщенной зоны продуктивного пласта,

l₁ - суммарная протяженность нефтенасыщенных зон продуктивного пласта,

n₁ - количество нефтенасыщенных зон продуктивного пласта,

i - порядковый номер нефте- или водонасыщенной зоны в пласте,

l_1i - протяженность i-й нефтенасыщенной зоны продуктивного пласта,

m_1i - пористость i-й нефтенасыщенной зоны продуктивного пласта,

m₂ - средневзвешенная пористость водонасыщенной зоны продуктивного пласта,

l₂ - суммарная протяженность водонасыщенных зон продуктивного пласта,

n₂ - количество водонасыщенных зон продуктивного пласта,

l_2i - протяженность i-й водонасыщенной зоны продуктивного пласта,

m_2i - пористость i-й водонасыщенной зоны продуктивного пласта,

k₁ - средневзвешенная проницаемость нефтенасыщенной зоны продуктивного пласта,

k_1i - проницаемость i-й нефтенасыщенной зоны продуктивного пласта,

k₂ - средневзвешенная проницаемость водонасыщенной зоны продуктивного пласта,

k_2i - проницаемость i-й водонасыщенной зоны продуктивного пласта.

3. Определяют длину большой полуоси эллипса дренирования:

где

a - длина большой полуоси эллипса дренирования,

L - протяженность горизонтального ствола горизонтальной скважины (ГС),

R_k - радиус контура питания.

4. Определяют радиус возмущенной зоны давления в продуктивном пласте:

где

R* - радиус возмущенной зоны давления в продуктивном пласте.

5. По параметрам работы скважины до резкого обводнения определяют псевдоскин-фактор S*, учитывающий загрязнение призабойной области ГС, несимметричность расположения, а также наклон к горизонту:

где

S* - псевдоскин-фактор,

h₁ - толщина продуктивного пласта,

- пластовое давление в продуктивном пласте до обводнения ГС,

- давление на забое до обводнения ГС,

- вязкость нефти до обводнения ГС,

- вязкость пластовой воды до обводнения ГС,

- дебит жидкости из продуктивного пласта до обводнения скважины.

6. Определяют коэффициент пьезопроводности нефте- и водонасыщенной зон продуктивного пласта, занятых нефтью и водой соответственно:

где

χ₁ - коэффициент пьезопроводности нефтенасыщенной зоны продуктивного пласта, занятого нефтью,

χ₁ - коэффициент пьезопроводности водонасыщенной зоны продуктивного пласта, занятого водой,

µ_o - вязкость нефти на момент проведения изоляции и ограничения водопритоков,

µ_a - вязкость пластовой воды на момент проведения изоляции и ограничения водопритоков,

β_o - коэффициент упругой сжимаемости нефти,

β_a - коэффициент упругой сжимаемости воды,

β₁ - коэффициент упругой сжимаемости нефтенасыщенной зоны продуктивного пласта,

β₂ - коэффициент упругой сжимаемости водонасыщенной зоны продуктивного пласта.

7. Определяют радиусы фронта раствора полимера в продуктивном пласте после закачивания раствора полимера, решив совместно систему уравнений:

с начальными и граничными условиями:

для закачивания с «пятки» горизонтального ствола

для закачивания с забоя горизонтального ствола

где

x - координата точки, расстояние от входа ГС в пласт до данной точки,

u(x,t) - средняя по сечению ГС скорость потока при закачивании раствора полимера в точке с координатой x в момент времени t,

p(x,t) - давление в точке с координатой x по стволу ГС в момент времени t,

R_w - радиус горизонтального ствола ГС по долоту,

υ_n(x,t) - скорость истечения флюидов в пласт при закачивании раствора полимера,

g - напряженность поля тяжести,

φ - угол отклонения скважины от вертикали,

ρ - плотность раствора полимера при закачивании,

C_w=λ(Re)/4 - коэффициент пропорциональности между напряжением трения и динамическим давлением,

x_TM(t) - положение переднего фронта раствора полимера в горизонтальном стволе ГС при закачивании,

Q - постоянный расход раствора полимера при закачивании TM,

x_s - координата, с которой начинается закачивание состава в пласт,

x_f - координата по стволу скважины, до которой происходит движение фронта раствора полимера по стволу ГС (x_s≤x≤x_f),

p_k1 - давление на контуре питания в продуктивном пласте;

τ(x) - момент времени, в который фронт раствора полимера доходит в точку с координатой x,

R_out - внешний диаметр гибкой насосно-компрессорной трубы (ГНКТ).

7.1. Координаты x_s и x_f начала и конца движения фронта по горизонтальному стволу ГС задают следующим образом:

7.1.1. При закачивании раствора полимера с интервала набора кривизны координаты x_s и x_f задают согласно пп.7.1.1.1-7.1.1.3.

7.1.1.1. Если закачивание раствора полимера производится единым фильтром без использования временно блокирующего состава (ВВС), то x_s≡0, x_f=L.

7.1.1.2. Если закачивание раствора полимера производится с использованием ВБС, то x_s≡0, а x_f совпадает с координатой контакта фронтов воды и ВБС.

7.1.1.3. Если закачивание происходит в интервал между двумя пакерами, то x_s определяют положением ближайшего к адаптеру пакера, а x_f - дальнего.

7.1.2. При закачивании раствора полимера с интервала набора кривизны переходят к системе координат, начало которой расположено в точке x_s и расположено со стороны забоя ГС, а ось абсцисс направлена в сторону интервала набора кривизны. Тогда координаты x_s и x_f задают согласно пп.7.1.2.1-7.1.2.3.

7.1.2.1. Если закачивание раствора полимера производится единым фильтром без использования ВБС, то в указанной в п.3.5 системе координат x_s=0, x_f=L.

7.1.2.2. Если закачивание раствора полимера производится с использованием ВБС, то в указанной в п.3.5 системе координат x_s≡0, а x_f совпадает с координатой границы контакта фронтов воды и ВБС.

7.1.2.3. Если закачивание раствора полимера происходит в интервал между двумя пакерами, то x_s определяют положением ближайшего к забою пакера, а x_f - дальнего.

7.2. При x≤x_TM(t) скорость истечения флюидов в пласт при закачивании раствора полимера определяют согласно выражениям:

где

R_TM(x,t) - радиус экрана из раствора полимера в точке пласта с координатой x в момент времени t,

x_wl - координата ближней к адаптеру границы водонасыщенной зоны,

x_wr - координата дальней от адаптера границы водонасыщенной зоны.

7.2.1. При закачивании раствора полимера в открытый ствол

где

Re - число Рейнольдса,

7.2.1.1. в случае ламинарного течения (Re≤2300)

где

λ(Re) - коэффициент гидравлического сопротивления.

7.2.1.2. при турбулентных течениях (Re>2300)

7.2.2. В случае заканчивания ГС центрированным (не цементированным) хвостовиком с заколонными пакерами

где

R_lin - внутренний радиус хвостовика.

7.2.3. В случае заканчивания ГС центрированным хвостовиком без пакеров

где

R_lout - внешний радиус хвостовика.

7.2.3.1. в случае ламинарного течения (Re≤2000)

где

d=R_lout/R_w.

7.2.3.2. при турбулентных течениях (Re>2000)

где λ^* вычисляется по формуле (17), считая, что число Рейнольдса определяют выражением (19).

7.2.4. В случае заканчивания ГС с обсаженным хвостовиком коэффициент гидравлического сопротивления и число Рейнольдса определяют по формулам (16), (17) и (18).

7.3. При x>x_TM(t) скорость истечения раствора полимера в пласт определяют выражением:

а коэффициент гидравлического сопротивления λ(Re) определяется согласно пп.7.2.1-7.2.4.

7.4. На каждом временном шаге определяют следующие величины:

7.4.1. Время нахождения раствора полимера в гибкой насосно-комрессорной трубе (ГНКТ)

где

- время нахождения раствора полимера в ГНКТ,

D_in - внутренний диаметр ГНКТ,

h_ГНКТ - глубина спуска ГНКТ.

7.4.2. Средняя динамическая вязкость раствора полимера при течении по ГНКТ:

где

- средняя динамическая вязкость раствора полимера при течении по ГНКТ.

7.4.3. Число Рейнольдса при течении раствора полимера по ГНКТ:

7.4.4. Коэффициент гидравлического трения при течении раствора полимера в ГНКТ

7.4.4.1. для ламинарного режима течения (Re≤2300)

7.4.4.2. для турбулентного режима течения (Re>2300)

7.4.5. На каждом временном шаге давление на устье скважины определять согласно:

где

p_wh(t) - давление на устье скважины в момент времени t при закачивании раствора полимера.

7.4.6. Определять закачанный в пласт объем раствора полимера на каждом шаге по времени по формуле:

7.5. Расчет закачивания раствора полимера прекращают в момент времени t₁, определяемый выполнением одного из следующих условий:

7.5.1. Закачан требуемый объем раствора полимера

где

V_TM - планируемый объем закачивания раствора полимера.

7.5.2. Давление на устье выросло выше допустимого

где

p_cr - критическое значение давления на устье скважины.

8. Если закачивание раствора полимера осуществлялось с забоя ГС, то переходят в систему координат, в которой начало оси абсцисс совпадает с центром вертикального ствола ГС, а сама ось направлена в сторону забоя ГС вдоль горизонтального ствола.

9. Определяют технологическую успешность изоляции и ограничения водопритоков, проверив выполнение следующих условий устойчивости раствора полимера в изолируемой области пласта:

9.1. если закачивание раствора полимера происходит в терригенный пласт, то

где

x_wr совпадает с координатой по стволу скважины, где радиус тампонажного состава в водонасыщенной зоне пласта минимален,

τ_g - предельное статическое напряжение сдвига полимера;

9.2. если закачивание раствора полимера происходит в карбонатный пласт, то

где (∂p/∂r)_2cr - критический градиент давления полимера в водоизолированной зоне по стволу ГС.

Если условия (35.1) или (35.2) не выполняются, изменяют планируемый объем раствора полимера и заново проделывают пп.7-9.

10. Определяют области устойчивости геля в нефтенасыщенном пласте, проверив выполнение следующих условий:

9.1. если закачивание раствора полимера происходит в терригенный пласт, то

для всех х из интервала (0,x(t₁));

9.2. если закачивание раствора полимера происходит в карбонатный пласт, то

для всех х в интервалах (x_s,x_wl) и (x_wr,x(t₁)),

где

(∂p/∂r)_1cr - критический градиент давления полимера в нефтенасыщенной зоне по стволу ГС.

11. Определяют следующие величины:

11.1. Факторы остаточного сопротивления для полимера в карбонатном пласте:

11.1.1. если экран в водонасыщенной зоне устойчив, то фактор остаточного сопротивления по воде

Z_a=∞,

где Z_а - фактор остаточный сопротивления раствора полимера по воде,

11.1.2. если экран в водонасыщенной зоне неустойчив, то фактор остаточного сопротивления по воде

где

C₂, ω₂ - константы, характерные для данного полимера,

11.1.3. если экран в нефтенасыщенной зоне устойчив, то фактор остаточного сопротивления по нефти

Z_o=∝,

где

Z_o - фактор остаточного сопротивления по нефти,

11.1.4. если экран в нефтенасыщенной зоне неустойчив

где

C₁, ω₁ - константы, характерные для данного полимера.

11.2. Дебит жидкости из продуктивной зоны пласта после изоляции и ограничения водопритоков:

11.2.1. для терригенного пласта

где

p_k1p - контурное давление в продуктивном пласте после изоляции и ограничения водопритоков,

p_wp - забойное давление после изоляции и ограничения водопритоков,

L_go - протяженность нефтенасыщенной области в продуктивном пласте, занятой полимером,

L_ga - протяженность водонасыщенной области в продуктивном пласте, занятой полимером, Z_o - фактор остаточного сопротивления полимера по нефти,

Z_a - фактор остаточного сопротивления полимера по воде,

11.2.2. для карбонатного пласта

где L_g - протяженность области в продуктивном пласте, в которую при закачивании попал полимер,

L_g- - протяженность нефтенасыщенной области в продуктивном пласте, занятой неустойчивым экраном из полимера.

11.3. Обводненность продукции после изоляции и ограничения водопритоков:

11.3.1. в случае терригенного пласта

где

- обводненность продукции до резкого обводнения скважины;

11.3.2. в случае карбонатного пласта

11.4. Дебит нефти после изоляции и ограничения водопритоков:

Проводя вычисления согласно формулам (1)-(42) для различных растворов полимера и различных объемов раствора полимера, выбирают тот раствор полимера и тот его объем, которые приводит к максимальному увеличению дебита нефти и максимальному снижению обводненности продукции скважины.

В качестве примера рассмотрим изоляцию и ограничение водопритоков в горизонтальной скважине Тарасовского месторождения, эксплуатирующей терригенный коллектор.

Общая информация: глубина верхних (ближайших к интервалу набора кривизны («пятке») горизонтального ствола) отверстий перфорации 2915,8 м (2429,4 м по абсолютной глубине), нижних - 3179,8 м (2429,0 м по абсолютной глубине); перфорированная толщина пласта 270 м; радиус контура питания 250 м; вязкость нефти в пластовых условиях 0,52 сПз; плотность нефти 0,822 кг/м³; вязкость пластовой жидкости (водонефтяной смеси) 1,26 сПз; плотность пластовой воды 1,011 кг/м³.

Параметры работы обводнившейся скважины: пластовое давление 240 атм, забойное давление 158 атм, дебит нефти 4,7 т/сут, дебит жидкости 260 м³/сут, обводненность 97,8%.

Ограничения в процессе закачки раствора полимера: максимально допустимое давление на устье скважины 115 атм.

Приведем пример проведения работ по изоляции и ограничению водопритоков в рассматриваемой горизонтальной скважине по прототипу.

В качестве изолирующего материала путем экспертной оценки выбран водный раствор полимера (полиакриламида) WSO-955 концентрацией 0,7% масс. со сшивающим агентом ацетатом хрома концентрацией 0,088% масс. Исходя из промыслового опыта проведения изоляции и ограничения водопритоков в горизонтальные скважины, планировалось закачивание 100 м³ указанного раствора полимера.

В скважину через колонну НКТ при открытой затрубной задвижке закачивают раствора полимера, при достижении раствором полимера башмака НКТ задвижку закрывают и закачку продолжают. После окончания закачки промывают скважину от остатков раствора полимера водой и проводят технологическую выдержку на период гелеобразования раствора полимера продолжительностью 24 часа.

Проведем расчет закачивания раствора полимера согласно формулам (1)-(42) для оценки эффективности применения способа по прототипу.

Согласно лабораторным исследованиям, проведенным авторами, зависимость вязкости раствора полимера (полиакриламида) WSO-955 от времени при 75°С (температуре пласта) имеет вид:

µ(t)=45 exp(0,000088t),

где время (t) - в секундах, а вязкость (µ) - в мПа·с.

Также согласно результатам лабораторных исследований авторов факторы остаточного сопротивления закачиваемого раствора полимера по воде и нефти в терригенном коллекторе равны 1500 и 20 соответственно.

Расчет согласно формулам (1)-(42) показывает, что при закачке с расходом 172 м³/сут (например, закачка агрегатом ЦА-320 на второй скорости) за 116 минут (от момента доставки раствора полимера к перфорационным отверстиям горизонтальной скважины) в горизонтальный ствол будет закачано 4,5 м³ раствора полимера, после чего давление на устье достигнет предельной величины 115 атм.

Зависимость давления на устье скважины и положения фронта раствора полимера в горизонтальном стволе при закачивании от времени показана в графическом виде на фиг.1. Сплошная кривая на фиг.1 показывает зависимость давления на устье скважины от времени при закачивании раствора полимера. Видно, что за 116 минут давление на устье достигнет предельной величины 115 атм, что приведет к остановке процесса закачивания. Пунктирная кривая на фиг.1 показывает зависимость положения фронта раствора полимера от времени в горизонтальном стволе при закачивании раствора полимера. К моменту достижения максимально допустимого давления на устье скважины 115 атм фронт раствора полимера по горизонтальному стволу скважины пройдет 260 м из 266 м. При этом согласно расчету в водонасыщенной зоне пласта радиус полимерного экрана составит около 10 см.

Для анализа эффективности работ по изоляции и ограничению водопритоков необходимо оценить устойчивость полученных полимерных экранов в нефте- и в водонасыщенной зонах продуктивного пласта. Для этого необходимо сравнить предельную депрессию, которую выдерживает полимерный экран, с депрессией на полимерный экран, планируемой при эксплуатации скважины (см. фиг.2). На фиг.2:

по горизонтальной оси отложено расстояние от верхних отверстий перфорации по горизонтальному стволу;

по левой вертикальной оси отложена величина депрессии (предельной депрессии, которую выдерживает полимерный экран, или депрессии на полимерный экран, планируемой при эксплуатации скважины);

по правой вертикальной оси отложен радиус полимерного экрана от центральной оси горизонтального ствола;

горизонтально заштрихованная область показывает заполненную раствором полимера часть горизонтального ствола в конце процесса закачивания раствора полимера;

область, заштрихованная мелкой квадратной сеткой, показывает распределение полимерного экрана в нефтенасыщенной зоне продуктивного пласта;

верхняя граница этой области - сплошная тонкая линия - показывает радиус полимерного экрана в нефтенасыщенной зоне пласта;

область, заштрихованная крупной квадратной сеткой, показывает распределение полимерного экрана в водонасыщенной зоне продуктивного пласта;

верхняя граница этой области - сплошная тонкая линия - показывает величину экрана из полимера в водонасыщенной зоне;

сплошная жирная линия показывает предельную депрессию, которую выдерживает полимерный экран;

пунктирная жирная линия показывает величину депрессии на полимерный экран, планируемой при эксплуатации скважины.

На фиг.2 видно, что полимерный экран устойчив в водонасыщенной зоне пласта (сплошная жирная линия лежит выше пунктирной жирной линии в области, заштрихованной крупной квадратной сеткой) с запасом прочности порядка 260 атм. Кроме того, полимерный экран будет устойчив и в значительной части нефтенасыщенной зоны пласта (сплошная жирная линия лежит выше пунктирной жирной линии в области, заштрихованной мелкой квадратной сеткой) с запасом прочности до 30 атм.

Согласно расчетам дебит нефти после изоляции и ограничения водопритоков составит 0,4 т/сут (за счет устойчивого полимерного экрана в нефтенасыщенной части пласта), дебит жидкости 4,2 м³/сут при обводненности 87,2%.

Таким образом, согласно результатам вычислений, первоначально закачиваемый объем полимера был выбран неверно, и закачать в скважину возможно только 13,3 м³ раствора полимера. Кроме того, и этот объем раствора полимера с данными свойствами не является наилучшим, так как водоизоляционный экран остается устойчивым в нефтенасыщенной зоне при эксплуатации скважины после изоляции и ограничения водопритоков, что приводит к значительному снижению дебита нефти.

Так как по прототипу дебит нефти после изоляции и ограничения водопритоков по результатам расчета прогнозируется крайне низким, для повышения эффективности работ по ограничению и изоляции водопритоков был выбран раствор полимера, который фильтруется в пласт лучше (имеет меньшую вязкость), чем раствор полимера (полиакриламида) WSO-955, и после гелеобразования обладает меньшими прочностными характеристиками, чтобы одновременно выполнялось условие устойчивости полимерного экрана в водонасыщенной части пласта и условие неустойчивости полимерного экрана в нефтенасыщенной зоне.

Согласно предлагаемому изобретению:

1. Провели геофизические исследования скважины, по результатам которых определили, что водонасыщенным является интервал 3036,9-3043,0 м, входящий в зону с порядковым номером 8 в таблице.

2. В качестве изолирующего материала был выбран раствор полимера (полиакриламида) Poly-T-101 концентрацией 0,5% масс. со сшивающим агентом ацетатом хрома концентрацией 0,05% масс. Выбор объема раствора полимера (полиакриламида) Poly-T-101 провели с помощью вычислительного эксперимента согласно формулам (1)-(42).

Согласно лабораторным исследованиям, проведенным авторами, зависимость вязкости данного раствора полимера от времени при 75°С (температуре пласта) имеет вид:

µ(t)=24 exp(0,000045t),

где время (t) - в секундах, а вязкость (µ) - в мПа·с.

Также согласно результатам лабораторных исследований авторов факторы остаточного сопротивления закачиваемого раствора полимера по воде и нефти в терригенном коллекторе равны 440 и 10 соответственно.

Расчет согласно формулам (1)-(42) показал, что при закачке с расходом 172 м³/сут (например, закачка агрегатом ЦА-320 на второй скорости) за 58 минут (от момента доставки раствора полимера к перфорационным отверстиям горизонтальной скважины) в горизонтальный ствол будет закачано 6,9 м³ раствора полимера, после чего давление на устье достигнет предельной величины 115 атм.

Зависимость давления на устье скважины и положения фронта раствора полимера в горизонтальном стволе при закачивании от времени показана в графическом виде на фиг.3. Сплошная кривая на фиг.3 показывает зависимость давления на устье скважины от времени при закачивании раствора полимера. Видно, что за 58 минут давление на устье достигнет предельной величины 115 атм, что приведет к остановке процесса закачивания. Пунктирная кривая на фиг.3 показывает зависимость положения фронта раствора полимера от времени в горизонтальном стволе при закачивании раствора полимера. К моменту достижения максимально допустимого давления на устье скважины 115 атм фронт раствора полимера по горизонтальному стволу скважины пройдет 264 м из 266 м. При этом согласно расчету в водонасыщенной зоне пласта радиус полимерного экрана составит около 11 см.

Для анализа эффективности работ по изоляции и ограничению водопритоков необходимо оценить устойчивость полученных полимерных экранов в нефте- и в водонасыщенной зонах продуктивного пласта. Для этого необходимо сравнить предельную депрессию, которую выдерживает полимерный экран, с депрессией на полимерный экран, планируемой при эксплуатации скважины (см. фиг.4). На фиг.4:

по горизонтальной оси отложено расстояние от верхних отверстий перфорации по горизонтальному стволу;

по левой вертикальной оси отложена величина депрессии (предельной депрессии, которую выдерживает полимерный экран, или депрессии на полимерный экран, планируемой при эксплуатации скважины);

по правой вертикальной оси отложен радиус полимерного экрана от центральной оси горизонтального ствола;

горизонтально заштрихованная область показывает заполненную раствором полимера часть горизонтального ствола в конце процесса закачивания раствора полимера;

область, заштрихованная мелкой квадратной сеткой, показывает распределение полимерного экрана в нефтенасыщенной зоне продуктивного пласта;

верхняя граница этой области - сплошная тонкая линия - показывает радиус полимерного экрана в нефтенасыщенной зоне пласта;

область, заштрихованная крупной квадратной сеткой, показывает распределение полимерного экрана в водонасыщенной зоне продуктивного пласта;

верхняя граница этой области - сплошная тонкая линия - показывает величину экрана из полимера в водонасыщенной зоне;

сплошная жирная линия показывает предельную депрессию, которую выдерживает полимерный экран;

пунктирная жирная линия показывает величину депрессии на полимерный экран, планируемой при эксплуатации скважины.

Так как вязкость раствора полимера (полиакриламида) Poly-T-101 в каждый момент времени меньше вязкости раствора полимера (полиакриламида) WSO-955, радиус полимерного экрана в пласте при изоляции и ограничении водопритоков по предлагаемому изобретению (фиг.4) больше, чем по прототипу (фиг.2).

На фиг.4 видно, что полимерный экран устойчив в водонасыщенной зоне пласта (сплошная жирная линия лежит выше пунктирной жирной линии в области, заштрихованной крупной квадратной сеткой) с запасом прочности порядка 30 атм. В нефтенасыщенной зоне пласта полимерный экран будет неустойчив (сплошная жирная линия лежит ниже пунктирной жирной линии в области, заштрихованной мелкой квадратной сеткой) и со временем вынесется, что обеспечит восстановление продуктивности нефтенасыщенной зоны пласта.

Согласно расчетам при этом дебит нефти после изоляции и ограничения водопритоков составит 5,8 т/сут, дебит жидкости 55,4 м³/сут при обводненности 87,2%.

Рассчитанный дебит нефти после проведения работ по изоляции и ограничению водопритока с использованием раствора полимера (полиакриламида) Poly-T-101 в 14 раз выше по сравнению с дебитом нефти после закачки раствора полимера (полиакриламида) WSO-955.

3. В скважину через колонну НКТ закачивают раствор полимера (полиакриламида) Poly-T-101 указанной рецептуры в объеме 7 м³. Закачку первоначально ведут при открытой затрубной задвижке, при достижении раствором полимера башмака НКТ задвижку закрывают.

4. Осуществляют продавку в пласт раствора полимера водой.

5. Очищают скважину от остатков раствора полимера промывкой водой.

6. Закрывают скважину на технологическую выдержку на период гелеобразования продолжительностью 24 часа.

Таким образом, при закачивании в пласт, вскрытый рассматриваемой горизонтальной скважиной Тарасовского месторождения, раствора полимера (полиакриламида) Poly-T-101 в объеме 7 м³ для изоляции водопритока водоизоляционный экран в водонасыщенной части пласта будет устойчивым, а в нефтенасыщенной - неустойчивым, что, наряду со снижением обводненности, приведет к повышению дебита нефти после ремонта (по сравнению с прототипом в 14 раз). Закачивания деструктора полимера не требуется, что снижает продолжительность ремонта, его стоимость и повышает его технологичность.

Таким образом варьирование свойств раствора полимера в ходе вычислительного эксперимента на основе математической модели изоляции и ограничения водопритока приводит к повышению эффективности изоляции и ограничению водопритока в горизонтальные скважины. Кроме того, правильно рассчитанный объем раствора полимера позволяет снизить время проведения ремонта и избежать неоправданного расхода реагентов и технологических жидкостей.

Предлагаемый способ позволяет повысить эффективность изоляции и ограничения водопритока в горизонтальные скважины за счет формирования в интервале водопритока устойчивого полимерного экрана и, наоборот, неустойчивого - в продуктивном интервале, в результате подбора раствора полимера с наиболее подходящими в данном конкретном случае свойствами и расчета объема раствора полимера.