Способ разобщения и вскрытия нефтегазоносных пластов

.1 ф "у ОПИСАН К АВТОРСКОМ ИЗОБР ЕТЕЛЬСТВ ЕНИ.Косолап сл адователь торский инедований ге ство СССР14, 1974,релочноприменение1975,11 Р на искФиг ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НОМИТЕТ СССРПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТНРЫТИИ(71) Всесоюзный научно-исский и проектно-конструкститут геофизических исслолагоразведочных скважин(54)(57)СПОСОБ РАЗОБЩЕНИЯ И ВСКРЫТИЯНЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ПЛАСТОВ, включающийцементирование колонны обсадных труби вскрытие нефтегазоносных пластовперфорацией, о т л и ч а ю щ и й с ятем, что, с целью повыаения эффективности вскрытия нефтегазоносных пластов путем предотвращения перетоковмежду пластами, в колонне обсадныхтруб снижают давление до давления депрессии освоения, после чего производят последовательные замеры амплитудпродольной волны по колонне обсадныхтруб в интервале вскрытия нефтегазоносных пластов, а вскрытие нефтегазоносных пластов осуществляют после стабилизации амплитуд продольной волны.1 . 11629Изобретение относится к контролю технологии вскрытия объектов на нефть и гаэ и может быть использовано,при эакачивании разведочных и эксплуатационных скважин. 5Цель изобретения - повышение эффективности вскрытия нефтегазоносных пластов путем предотвращения перетоков между пластами.На фиг.1 показаны схематически 10 графики упруго-пластичной деформации аргиллита (1) и глинистого песчаника (2) после приложения осевой нагрузки и до времени прекращениясвободной полэучести; на фиг.2 - графики изменения .амплитуд акустического каротажа (Ак), характеризующие уменьшение зазора в скважине в интервалах аргиллитов (3) и песчаников (4),Способ реализуется следующими операциями.После окончания цементирования и ожидания затвердевания цемента производят спуск насосно-комцрессорных труб (НТК), замену раствора на воду 25 и снижение уровня в колонне на величину, определяемую давлением дилрессии освоения.При этом за счет деформации колонны ее диаметр уменьшается на величи- З 0 нупорядка 50-60 мкм, в результате образуется зазор на ее внешней поверхности и, поскольку устранена реакция колонны на горное давление, происходит упруго-пластичная деформация лрио 5 забойной зоны скважины (фиг,1) и соответствующее затекание указанного зазора за время 1 для аргиллитов, и за время 1 для глинистых .песчаников (уменьшение скорости эатекания в свя 40 эи с уменьшением средней скорости деформации в песчаниках. по сравнениюс 1 Е с арриллитаии по фориулесЦ 1 (6 1) где 6 - нагрузка, т - время релакса. ции, Е - модуль упругости).При этом процесс затекания контролируется путемизмерения амплитуд продольной волны по колонне обсадных труб А (например, аппаратурой АЦК 36 через НКТ или по межтрубью) повторными замерами или наблюдением в заданной точке (повторы не реже, чем через 1 ч). По мере уменьшения начального зазора между колонной обсадных 55 труб и цементным кольцом амплитуды А уменьшаются и ло достижению нулеКвого зазора стабилизируются вначале 49 гв интервалах аргиллитов ( тфиг.1), затем в интервале продуктивного песчаника (1 р фиг. 2),Например, зазор 50 мкм при деформациило графикам фиг.1 для гризабойной зоны толщиной 100 мм уменьшается до ну-.ля соответственно эа 3 ч и за 17 ч.В процессе такого течения уменьшается сечение и части поровых каналов в призабойной зоне песчаников.После указанной стабилизации производят перфорацию пластов перфоратором, спускаемым через НКТ (налример,ПР), или после их подъема. Притокпроисходит самопроизвольно в связи сзаранее заданым снижением давления вколонне,Образовавшиеся в результате перфорации радиальные (и сопутствующие имтрещинные) каналы также продолжаютиспытывать упруго-пластичную деформацию, однако со скоростью, значительноменьшей, чем скорость деформации вначальный момент образования зазора(в области левой части графика). Поэтому уменьшение сечения вторичныхканалов происходит более длительноевремяр чем в случае, когда перфорация производится в более ранний момент(например, в области левой крутойчасти графика фиг.1),Соответственно более длительноевремя происходит приток по каналамбольшего сечения (в т.ч, перфорационным) и, следовательно, быстрее (врезультате большей скорости притока)уменьшается перепад давления на заколонное пространство между перфорированной частью объекта и соседними водоносными пластами(Уменьшается вероятность конусообразования и заколонного прорыва вод за счет уменьшениявремени существования указанного лерелада давления). Таким образом, задержка времени перфорации относительно времени окончания деформации аргиллитов до време- ни окончания деформации песчаника в интервале вскрытия нефтегазоносных пластов объекта приводит к. Увеличению времени деФормации (до заданного скважинными условиями ограничвния) призабойной зоны, к увеличению притока через каналы большего сечения и, соответственно, к повышению эффективности испытания за счет снижения вероятности посторонних водолритоков1162949 и увеличению начального дебита притока.Положительный эффект связан, таким образом, с сокращением времени испытания объекта и времени непроизвольных работ при ремонтно-восстано-: вительных операцйях при изоляции посторонних водопритоков.Наиболее целесообразно применение1 О способа при испытании малодебитных глинистых коллекторов терригенного типа Эффективность способа проверялась на скважине 18091 Азнакаевской площади Татарии. После первоначаль 15 ного получения смешанного нефтеводопритока (вода с пленкой нефти из пласта в интервале 1144-1146 м), доказывающего заколонное сообщение . объекта освоения с нижележащей водоносной частью пласта (кровля на глу 20 бине 1150 м), был снижен уровень жидкости в колонне на 280 м. Наблюдение амплитуд Ак в этот период с помощью акустического цеиентомера АЦК, опущенного ниже колонны НКТ,. показало их уменьшение во времени, идентично показанному графиками ну аесе разгудзм, ю тель В.БорискинаС.Мигунова Корректор М,Самборс Заказ 4071/29ВН Подписное ТиражИИПИ Государственногделам изобретений5, Москва, Ж,комитета СССР и открытийаушская наб., д. 4/5 филиал "Патент", г.Ужгород, ул.Проектная СостРедактор Е.Папп Техр фиг.2. Уменьшение амплитуд Ак стабилизировалось в период 4-5 ч после снижения давления.После этого была произведена по.-. вторная перфорация нефтеносного ин- тервала 1144-1146 м и осуществлено освоение объекта (путем снижения дав-ления компрессором), в результате которого получен практически чистьй приток нефти с дебитом порядка 6-8 т/сут, Учитывая; что приток получен при давлении, меньшем, чем при первоначальном освоении, а также тот факт, что обычно пласты с подошвен" . ной водой очень редко дают чистые притоки, основным фактором, обеспечившим изоляцию воды,в данном случае является предварительное снижение давления, в результате которого бо.- лее качественно был вскрыт перфорацией объект и снижен перепад давления действующий на водоносную часть при освоении.Таким образом, повышается эффективность вскрытия нефтегазоносных пластов эа счет надежного разобщения пластов.