Регулирование профиля приемистости или притока

Для регулирования профиля при­емистости или притока производит­ся закачка в скважину цемента, по­лимера или термоотверждающейся смолы, чтобы исключить, уменьшить или отсрочить поступление воды из нагнетательной скважины в пласт или из пласта в добывающую скважину. В однородных пластах, особенно ког­да проявляется эффект конусообразования подошвенных вод, "закры­тие вод" может оказаться единствен­ным способом временного снижения высокой обводненности скважины и, следовательно, может рассматривать­ся как "отсрочка в добыче воды". Прокачка цемента под дав­лением может оказаться эффектив­ным средством изоляции водопроводящих каналов в прискважинной зоне, однако размеры частиц цемен­та ограничивают глубину внедрения тампонажного материала в проница­емый пласт. Тонко размолотый це­мент глубже проникает в пласт, но эта глубина все равно ограниченна. Цементирование под давлением наи­более эффективно, когда цемент по­мещается в интервале непроницае­мых пород, подобных глинистым сланцам.

Термоотверждающиеся смолы, на­пример фенольные, фуриловый спирт и лигносульфонаты, проникают в пласт на большую глубину, чем це­мент, но эта операция более трудо­емкая и дорогостоящая. Находят при­менение также комбинации загущен­ного полимера и цемента. Полимер­ные гели могут быть очень вязкими, но все еще сохраняющими подвиж­ность. Со временем вязкие гели мо­гут быть вытеснены обратно в ствол скважины через перфорационные отверстия либо их вязкость способна снижаться. Закачка загущенного по­лимерного раствора перед цементом позволяет поместить полимер в бо­лее отдаленные от ствола скважины зоны пласта. Затем цемент закупори­вает перфорационные отверстия, в результате чего полимерный раствор не может выноситься обратно в сква­жину. Согласно проведенному в 1994 г. опросу компаний-операторов и продавцов, наибольшее распро­странение в качестве загущенных полимеров получили полиакриламиды с поперечными связями, но при­менение находят также силикагели, ксантановые смолы с поперечными связями и полисахариды. Оказалось, что загущенные поли­мерные растворы эффективны в до­бывающих скважинах, вскрывших не­сколько продуктивных зон и дающих значительные объе­мы пластовой воды. Гели использу­ются для закупорки обводненных зон, так что общие объемы продукции, отбираемые из скважин, сокращают­ся, а доля нефти в ней повышается. Полимерные гели селективно снижа­ют относительную проницаемость для воды в гораздо большей мере, чем относительную проницаемость для нефти, что способствует снижению обводненности продукции скважин.

Изоляция вод полимером более успешна в неоднородных пластах, не­жели в однородных, и, следова­тельно, этот метод пригоден для кар­бонатных пластов и песчаников.

Нагнетательные скважины могут иметь зоны поглощения, в которые поступают слишком большие объемы воды, что приводит к преждевремен­ному прорыву воды в добывающие скважины и оставлению в пласте не охваченных процессом зон. Как и в добывающих скважинах, загущенные полимерные растворы должны заку­поривать высокопроницаемые зоны. Гели снижают приток воды в высо­копроницаемые пропластки и обес­печивают более высокий охват мало­проницаемых нефтенасыщенных зон пласта закачиваемым солевым раство­ром.

При выборе рецептуры смеси необходимо учитывать специфичные проблемы, состав пластовых флюи­дов, температуры, давления и рН. Следует проверить химическую со­вместимость; кроме того, оборудова­ние должно быть пригодным для вязкостей, давлений и расходов перека­чиваемых жидкостей. Важно правиль­но выбрать подходящие скважины. Требуется учитывать литологию, при­сутствие естественных трещин или барьеров, наличие гидродинамичес­ки связанных водоносных зон и вяз­кость нефти. В тех случаях, ког­да предпринимаются попытки зака­чать загущенные полимерные раство­ры в существующие перфорационные отверстия, перекрытие интервала притока воды в добывающие скважи­ны может оказаться очень трудным. При реверсировании течения через перфорационные отверстия приеми­стость может оказаться ниже, чем продуктивность. Движение мельчайших твердых частиц в прискважинной зоне или закупорка перфораци­онных отверстий твердыми частица­ми или парафином, которые не были полностью удалены до обработки, могут вызвать эффект "обратного клапана". Это может привести к уве­личению давления нагнетания выше давления разрыва пласта и помеще­нию изолирующего материала вне обрабатываемой зоны.

Если в процессе испытаний перед обработкой будет установлена низкая приемистость пласта, то необходимо в скважине выполнить очистные ра­боты, повторно провести перфораци­онные операции и еще раз опреде­лить приемистость. "Импульсная" закачка загущенного полимерного раствора может увеличить количество полимера, помещаемого в обрабаты­ваемую зону, и обеспечить поддер­жание давления нагнетания ниже дав­ления гидроразрыва пласта. Им­пульсная закачка предполагает повы­шение давления до уровня, близкого к давлению разрыва пласта, закры­тие скважины, обеспечение возмож­ности утечки жидкости и стабилиза­ции давления, а также повторные циклы закачки и закрытия скважи­ны, пока не будет помещен заданный объем загущенного полимерного ра­створа.