Технологии увеличения производительноси скважин порошкообразными реагентами

ЗАПСИБГАЗ

Технологии увеличения производительноси скважин порошкообразными реагентами

Д. т.н.

Представляемая технология увеличения производительноси скважин основана на использовании порошкообразных химических реагентов и используется для обработки нефтяных, газовых, газоконденсатных, нагнетательных и водозаборных скважин.

На основе порошкообразных реагентов готовятся технологические растворы, удаляющие из призабойных зон скважин следующие виды твёрдых осадков: глинистые и полимерглинистые образования, карбонатные осадки, железистые соединения и осадки органического происхождения нагнетательных скважин. Выбор реагентов и последовательность их применения производится в зависимости от минералогического состава кольматирующих образований.

При разработке рецептур технологических растворов используются методы электронной спектрофотометрии, рентгенофазовый, хроматографический, фотоколометрический анализы и исследования на опытно-фильтрационных моделях.

По нашему мнению, есть несколько очевидных моментов, показывающих преимущество применения порошкообразных реагентов для обработки скважин перед традиционными глинокислотными и соляно-кислотными обработками:

Ø  экологически безопасны и разрешены в добыче и транспорте углеводородов;

Ø  простота и удобство транспортировки, позволяющая доставлять реагенты на удаленные промыслы без существенных затрат;

Ø  приготовление технологических растворов непосредственно у скважины не требует специальных мер безопасности;

Ø  при взаимодействии с кольматирующими образованиями не происходит вторичного выпадения твёрдой фазы и образования коллоидальных систем;

Ø  одновременно с воздействием на кольматирующие образования реагенты могут выполнять функции самогенерирующихся очистных систем;

Ø  коррозионное воздействие на металлические конструкции скважин и оборудования на порядок меньше, чем у традиционных кислотных растворов, что продлевает срок эксплуатации обсадных труб, НКТ и другого оборудования спущенного в скважину.

Основные технологические операции технологии реализуются при помощи стандартного оборудования, используемого при капитальном и подземном ремонте скважин. Необходимые порошкообразные реагенты выпускаются отечественной промышленностью и реализуются по вполне доступным ценам.

Обработки нефтяных, газовых и нагнетательных скважин по разработанной технологии производились на месторождениях Российской Федерации, Украины, Узбекистана и шельфе Вьетнама. По опыту обработок скважин максимальные термобарические условия пласта составляли: температура 140 0 C, давление 36 МПа.

1. Нефтяные скважины

Месторождения Юганской группы приурочены, в основном, к южной части Сургутского свода, который представляет собой положительную структуру первого порядка, простирающуюся в субмеридианальном направлении. Район является сферой деятельности АО “ Юганскнефтегаз “.

Месторождения связаны с локальными структурами третьего порядка и отличаются друг от друга размерами, ориентировкой простирания, амплитудами, характером геологического развития. Месторождения относятся к типу многопластовых, гидродинамически связанных или несвязанных между собой. Тип залежи преимущественно структурный, реже литологический с различными взаимно переходными группами и видами.

Промышленные скопления нефти установлены в терригенном комплексе пород полимиктового состава юры (тюменская свита) и нижнего мела (мегионская и вартовская свиты). Для всех залежей характерна послойная и зональная литологическая неоднородность, определяющая изменчивость физических свойств коллекторов и пластовых флюидов. Неоднородность выражается в частом чередовании различных типов пород по разрезу, их взаимном замещении по простиранию и в местных изменениях литолого-петрографических свойств.

Коллекторами нефти и газа в рассматриваемом районе являются мелкозернистые песчаники средне-, крупнозернистые алевролиты. Песчано-алевролитовые породы имеют полимиктовый состав. Обломочная часть их, наряду с кварцем и полевыми шпатами, представлена обломками различных осадочных, изверженных и метаморфических пород. Песчаники цементируются глинистым веществом, представленным хлоритом, монтмориллонитом, гидрослюдой, каолинитом в различных соотношениях. В цементе песчаников встречаются карбонаты, железисто-титанистые образования и регенерационные полевые шпаты и кварц. Наибольшее распространение имеет пленочно-поровый тип цемента.

Геолого-физические характеристики пластов и флюидов месторождений, где проводились реагентные обработки добывающих скважин. приведены в табл.1.

Результаты реагентной обработки скважин Юганской группы представлены в табл.2.

Таблица 1

Геолого-физические характеристики пластов и флюидов

месторождений Юганской группы

№	Показатели	Единицы	Месторождения
П/п		Измерения	Асомкин-ское	Усть- Балыкское	Южно- Сургутское
1	Средняя мощность нефтенасыщенных песчаников	М	8.0	2.4	8.8
2	Средняя пористость	Доли	0.18	0.145	0.24
3	Средняя проницаемость	MD	42	9	140
4	Начальный коэффициент нефтенасыщения	Доли	0.65	0.51	0.625
5	Пластовая температура	С0	99	87	69
6	Средняя глубина залегания	М	3200	2750	2400
7	Начальное пластовое давление	Мпа	31.5	28.0	23.7
8	Газовый фактор	М3/м3	85	46	47
9	Вязкость нефти в пластовых условиях	Спз	1.16	2.13	3.47
10	Плотность нефти в пластовых условиях	кг/м3	840	821	824

Таблица 2

Эффективность реагентной разглинизации скважин

Юганской группы

№	№ скважины/	Дебит, т/сутки	Приращение Дебита,
п/п	куста	до обработки	После обработки	т/ сутки
	Асомкинское месторождение
1	508/2	6.3	17.1	11.2
2	191/2	6.3	18.8	12.5
3	198/2	3.2	18.8	15.6
4	504/2	4.0	18.8	14.8
5	116/2	5.9	22.4	16.5
6	107/1	8.3	17.7	9.4
7	104/1	5.8	22.8	17.0
8	180/1	5.8	16.0	10.2
9	117/1	8.3	23.6	15.3
10	123/2	3.3	18.5	15.2
11	122/2	21.8	26.4	4.6
12	153/6	5.2	11.6	6.4
13	154/6	4.6	18.1	13.5
14	130/3	3.5	21.5	18.0
15	151/8	5.4	24.5	19.1
16	159/6	6.6.	26.0	9.4
17	169/8	3.0	45.7	42.7
18	168/8	26.0	36.8	10.8
19	178/8	11.0	16.1	5.1
20	520/9	18.2	57.1	38.9
21	217/7	16.0	24.4	8.4
22	215/7	9.0	24.2	15.2
23	164/7	20.0	47.9	27.9
24	163/6	5.2	15.9	10.7
25	177/8	6.2	23.9	17.7
	Усть-Балыкское месторождение
26	3208/119	4.7	34.4	29.7
27	1320/52	14.4	38.8	24.4
28	1495/47	26.7	48.2	21.5
29	1326/68	18.7	41.6	22.9
30	3109/48а	10.0	20.2	10.2
	Средне-Асомкинское месторождение
31	442/14	3.7	18.2	14.5
32	462/14	0.9	4.9	4.0
33	432/14	2.4	8.4	6.0
34	443/14	2.4	4.4	2.0
35	431/14	3.6	12.4	8.8
36	607/14	3.6	17.3	13.7
37	464/14	2.2	19.3	17.1
38	330/14	3.5	5.0	1.5
39	441/14	12.1	14.3	2.2
40	606/35	2.3	28.9	26.6
	Южно-Сургутское месторождение
41	6024/130	1.3	4.2	2.9
42	6044/125	8.7	9.4	0.7
43	1319/130	5.0	8.4	3.4
44	5790/66	73.9	82.4	8.5
45	6018/130	4.5	9.4	4.9
46	5166/110	5.2	16.4	11.2

Месторождения Широтного Приобья приурочены к Сургутскому и Нижневартовскому сводам. Здесь мезозойско-кайнозойские отложения имеют мощность около 3000 м и нефтегазоностность связана с отложениями юры (тюменская свита ) и нижнего мела ( мегионская и нижневартовская свиты ). Залежи выявлены в 16-ти пластах на глубинах от 1800 до 2900 м с коллекторами порового типа. В минералогическом составе цемента песчаников преобладает глинистая составляющая ( каолинит-гидросюдистый, хлорит-кальцитовый цемент ). Открытая пористость песчаников изменяется снизу вверх по разрезу от 9 до 27 %, проницаемость коллекторов изменяется в широких пределах - от 0.8 до 500 mD.

Плотность пластовой нефти изменяется от 837 до 906 кг/м3, пластовая температура от 70 до 100 0С.

Результаты обработок скважин представлены в табл.3.

Таблица 3

Эффективность реагентной разглинизации скважин Мегионской группы месторождений

№ п/п	№ скважины / куста	Глубина скважины, м	Толщинапласта, м	Дебит, т/сутки	DQн,
до обработки	после обработки	т/сутки
Qж	Qн	Qж	Qн
Ватинское месторождение
1	1184/70	2535	9	3	3	9	9	6
2	1250/101	2735	4	27.8	27.8	48	41.2	13.4
3	118/12	1761	11	2.6	2.6	72	18	15.4
4	146/12	1788	6	0.6	0.6	38	22.8	22.2
5	804р/25	1969	5.5	5	5	20	20	15
Северо –Покурское месторождение
6	364/38	2376	4	1	1	14	11.8	10.8
Аганское месторождение
7	560/18	2327	4	5	5	10	9.5	4.5
8	466/83	2594	3	3.5	3.5	5	4.8	1.3
9	1423/92	2430	4	67	67	93	78	11
10	561/19	2425	21	14	14	43	21	7
11	565/26	2325	12	58.2	58.2	109	98	39.8
12	466/83	2594	4	3.5	3.5	5	4.8	1.3
Конитлорское месторождение
13	Р-189	2506	14	7.5	7.5	19.8	19.8	12.3
14	Р-518	3058	4	2.1	2.1	7.2	7.2	5.1
Западно-Сургутское месторождение
15	2009/201	2886	8	Отс.	Отс.	9	8.6	8.6
Лянторское месторождение
16	6569/355	2234	8	21	21	58	58	37
Имилорское месторождение
17	Р-517	2951	9	2.4	2.4	4.2	4.2	1.8
18	Р-512	3058	4	4.2	4.2	6.3	6.3	2.1
Мохтиковское месторождение
19	Р-298	2519	6	4.3	4.3	21.3	21.3	17
Яунлорское месторождение
20	238	2071	7	2	2	9	9	7
21	398 Б	2231	7	Отс.	отс.	2	2	2
22	812/428	2242	16	Отс.	отс.	2	2	2
23	228/447	2371	14	3	3	5	5	2
24	224	2081	3	Отс.	отс.	7.9	7.9	7.9
25	1219/465	2068	5	1.5	1.5	10	10	8.5
26	466/402	2096	10	Отс.	отс.	11	11	11
27	239/425	2082	7	1.5	1.5	20	20	18.5

В низкопроницаемых коллекторах пласта ЮВ1 для подачи раствора в пласт использовали взрывные пороховые генераторы давления ПГД. Результаты такого рода обработок представлены в табл.4

Таблица 4

Эффективность реагентной разглинизации скважин с подачей раствора

в пласт пороховыми зарядами

№ п/п	№ скважины/ куста	Глубина скважины, м	Толщина пласта, М	Дебит, т/ сутки	DQн,
До обработки	После обработки	т/сутки
Qж	Qн	Qж	Qн
Ватинское месторождение
1	1252/101	2492	2.5	2	2	10	10	8
2	1061/133	2595	4.5	2	1	10	7	6
3	1287/52	2697	6	3	3	6	6	3
Ермаковское месторождение
4	3378/94	2608	7	Отс.	отс.	-	7	7
Ново-Молодежное месторождение
5	26/15	2601	1.8	2	2	14	14	12

Всего было произведено 55 реагентных обработок скважин, из которых 43 обработки оказались успешными (78%). В результате обработок 43 скважин суммарный дебит скважин был увеличен с 335.4 до 774 т/ сутки и дополнительная добыча нефти составила 51528 тонн, т. е 1198 тонны на скважину.

В АО ”Мегионнефтегаз” была произведена оценка эффективности обработок добывающих скважин месторождений Мегионской группы различными технологиями (табл. 5).

Таблица 5

Эффективность обработок добывающих скважин месторождений Мегионской группы различными технологиями

Технология	Количество скважин	Успешность	SDQ,	DQ
	Обработанных	Успешных	Обработок,%	Тонн	на скважину, Тонн
Запсибгаз	55	43	78	51528	1198
HCl	41	30	73	29928	998
ТХГВ	7	5	71	3927	785
ГРП	13	9	69	5163	574
HСl+ HF	21	12	57	9729	811

Представленные результаты свидетельствуют о конкурентоспособности технологии обработки скважин порошкообразным реагентами с традиционными.

Муравленковсое месторождение

Муравленковское месторождение расположено в 120 км к северу от г. Ноябрьск в зоне Средне-Обской и Надым_Пургской нефтеносных областей. Оно приурочено к брахиантиклинальной складке простирания с более крутым восточным крылом. На месторождении открыты одна газовая залеж в сеноманских отложениях и три нефтяные залежи в валанжинских отложениях.

Нижнемеловые нефтяные залежи вскрыты на глубинах м и приурочены к верхней части мегионской свиты, представленные переслаиванием пачек аргиллитов и песчаников с преобладанием песчаников. Кровля продуктивных пластов располагается в своде на абсолютных отметках от 2465 до 2530 м, ВНК - от 2505 до 2595 м.

Песчаник мелкозернистый, тип цемента преимущественно контактный, в различной степени карбонатный. Средние значения коэффициентов: пористости 18 %, проницаемости 36 mD, расчлененности 4,8.

Пластовое давление 25,8 МПа, температура 81-840С. Нефти малосернистые (0,39-0,56 %), малопарафинистые (2,93-3,68 %), малосмолистые (3,9-7,6 %). Плотность нефти 847-893 кг/м3, вязкость - 1,25 спз, Среднее газосодержание 62 м3/м3.

Результаты обработок добывающих скважин представлены в табл. 7.

Таблица 7

Эффективность реагентной разглинизации скважин

Муравленковского месторождения

№ П/п	№ Скважины	Толщина Пласта, м	Дебит, т/ сутки	Приращение дебита, Т/сутки	Дополнительная добыча нефти, тонн
До обработки	После обработки
1	664	6.6	Отс.	9.9	9.9	548
2	672	8.6	Отс	9.0	9.0	331
3	746	13.8	15.0	34.7	19.7	2558
4	580	19.6	2.1	16.5	14.4	340
5	4178	12	10.6	30.4	19.8	1471
6	722	13	3.3	7.9	4.6	1111
7	844	13.2	11.1	31.5	20.4	7960
8	4071	9.4	0.8	24.8	24.0	2816
9	4280	7.2	15.1	25.3	10.2	2011
10	331	12.5	0тс.	27.2	27.2	5811
11	1017	9	2.6	33.0	30.4	7440
12	818	13.4	Отс.	24.8	24.8	460
13	2243	10.6	6.8	22.1	15.3	2006
14	564	15.2	20.3	43.5	23.2	4799
15	1086	9.8	3.3	13.0	9.7	1254
16	4178	12	10.6	30.4	19.8	1746
17	4341	14.8	6.4	44.7	38.3	5867
Итого :	5.6	25.2	19.6	48433

Дополнительная добыча нефти в результате обработок 17 скважин составила 48433 тонны, т. е в среднем на одну скважину 2849 тонн.

Зависимость Qнак,=f(Δq) приведена на рис.1.

Рис. 1. Зависимость Qнак,=f(Δq)

Месторождения Когалымской группы приурочены к группе локальных поднятий северо-восточной части Сургутского свода, представленных пластово-сводовыми залежами тектонически и литологически экранированными. Нефтегазоносными являются отложения юры ( тюменская свита) и нижнего мела, представленные переслаивающимися песчаниками, алевролитами и аргиллитами, залезающих на глубинах м. Песчаники, в основном, мелкозернистые, переходящие иногда в крупнозернистые, по составу аркозовые, глинистые. Цемент песчаников порово-пленочный, по минералогическому составу гидрослюдисто-хлоритовый, хлоритовый.

Пористость песчаников находится в пределах 0,16-0,25, проницаемость 10-160 mD. Пластовые давления изменяются от 19,5 до 25,6 МПа, температура - от 64 до 940 С, плотность нефти составляет 754-846 кг/ м3, вязкость нефти изменяется от 0,71 до 2,26 спз, газосодержание от 33 до 130 м3/м3. Содержание парафинов и смолистых веществ

незначительно ( 2,76 и 2,5 % ).

Обработки скважин производились на Вать-Еганском, Повховском, Южно-Ягунском и Тевлинско-Русскинском месторождениях, разрабатываемых ТПП «Когалымнефтегаз» компании ЛУКойл.

Вать-Еганское месторождение, открытое в 1971 году, расположено в Сургутского районе Ханы-Мансийского автономного округа Тюменской области в 150 км к северу от Сургута и в 30 км от Когалыма.

Структура Вать-Еганского месторождения приурочена к пластам АВ1-2, АВ3, АВ6, БВ1, БВ26, БВ17, БВ10, ачимовской пачке П. ЮВ1, залегающим на глубинах от 1920 до 2860 м. Основные запасы нефти связаны с пластом АВ1-2.

Пласт АВ1.2 сложен по геологическому строению. Залежь пластово-сводового типа, многопластовая. Коллектор терригенного типа. Литолого-стратиграфический разрез месторождения представлен песчано-глинистыми отложениями четвертичного, неогенового, палеогенового, мелового и юрского возрастов. Внутри контура нефтеносности пласт резко не выдержан по разрезу и простиранию. В тектоническом отношении месторождение приурочено к Вать-Еганскому куполовидному поднятию-элементу 2-го порядка, осложняющему северную часть Ярсомовского мегапрогиба. Залежь пласта АВ1-2 составляет главный по запасам объект Вать-Еганского месторождения и охватывает значительную площадь.

Геолого-физические параметры и физико-химические свойства нефти пластов АВ1-2 Вать-Еганского месторождения

Параметры	Един. Измер.	Значения
Средняя глубина залегания	М	1950
Абсолютная отметка ВНК	М
Средняя нефтенасыщенная толща	М	6.8
Средняя проницаемость	Мкм2	0.244
Средняя пористость	%	24
Температура	0С	65.3
Нефтенасыщенность	%	40.5
Плотность нефти в поверхностных условиях	Кг/м3	860
Содержание: серы	%	0.84
Парафина	%	2.76
Газонасыщенность	М3/т	33
Вязкость нефти в пластовых условиях	МПа с	2.8

Южно-Ягунское месторождение расположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 75 км к северо-востоку от Сургута. Месторождение открыто в 1979 году, введено в разработку в 1982 году.

Месторождение многопластовое. Нефтеносность связана с терригенными отложениями юрской и меловой систем. Основные запасы нефти сосредоточены в пластах БС10 и БС11.Песчаники пластов БС10 и БС11 серые, мелко-зернистые, иногда переходящие в крупнозернистый алевролит.

Пласт БС112 представлен 6-ю залежами. Тип залежей-пластовый, сводовый, частично литологически экранированный.

Пласт БС111 практически развит на всей площади месторождения. Выявлено 5 базовых залежей и 5 небольших залежей в районах отдельных скважин. Залежи пластовые, сводовые, массивные.

Пласт БС102 включает 7 залежей нефти: залежь 1 (основная) приурочена к Ягунской и северу Южно-Ягунской структуры и 6 небольших структурно-литологических залежей в пределах Южно-Ягунской структуры и восточного крыла Ягунского поднятия.

Пласт БС101 развит на всей площади месторождения. Размеры Ягунской залежи – 36х11 км, Южно-Ягунской залежи - 21,5х8,7 км.

Геолого-физические параметры пластов и физико-химические свойства нефти и газа Южно-Ягунского месторождения

Параметры	Ед. Измер.	Пласты
БС101	БС102	БС111	БС112
Средняя глубин залегания	м	2282	2372	2429	2440
Абсолютная отметка ВНК	м	-2296	-2309	-2350	-2360
Средняя нефтенасыщенная толщина	м	3.5	4.5	3.8	5.7
Средняя проницаемость	Мкм2	0.051	0.2	0.033	0.171
Средняя пористость	%	16	19	20.5	19
Температура	0С	78	80	78	78
Нефтенасфщенность	%	41	58	48	55
Плотность нефти в поверхностных условиях	Кг/м3	872	866	861	854
Содержание: серы	%	0.86	0.84	0.78	0.68
Парафина	%	2.19	2.25	2.24	2.38
Газосодержание	М3/т	56.4	57.1	52.6	87.7
Вязкость нефти в пластовых условиях	мПа с	1.35	1.18	1.19	1.08

Тевлинско-Русскинское месторождение находится на территории Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа, в 80 км к юго-западу от Когалыма. Открыто в 1981 , введено в промышленную эксплуатацию в 1986 году.

Месторождение приурочено к структурам второго порядка: Савуйскому структурному куполу и Тевлинскому куполовидному поднятию, осложняющими северо-восточное погружение Сургутского свода.

Нефтеносность связана с терригеными отложениями меловой и юрской систем. Продуктивными являются пласты БС100, БС102-3, БС11-12, БС16-22, ЮС1-2. Основным объектом разработки является пласт БС102-3, где сосредоточены основные запасы нефти.

Пласт БС102-3 чрезвычайно сложен по геологическому строению. Подошвенная часть его представлена коллектором типа «рябчик», для пласта характерно наличие литологических экранов, причём развитие коллектора наблюдается в виде полос субмеридиального простирания.

Характеристика объекта – невыдержанность толщин и коллекторских свойств по толщине и простиранию, наличие зон замещения коллектора слабоппроницаемыми породами, высокий коэффициент расчленённости. При подобном строении объекта и нефтенасыщенных толщ пласта БС102-3 до 15 м дебиты скважин, вскрывших подошвенную часть разреза не превышают 3-5 т/сутки.

Физико-химические свойства нефти и газа пласта БС102-3 характеризуются следующими показателями: вязкость нефти 1,44 мПа с, плотность нефти 766 кг/м3, газосодержание 66,9 м3/т, давление насыщения 10,4 мПа с, Объёмный коэффициент 1,143, пластовая температура 83,5 0С.

Данные по эффективности реагентной разглинизации добывающих скважин приведены в табл. 8.

Таблица 8

Эффективность реагентной разглинизации добывающих скважин Когалымской группы месторождений

№	№	Глубина	Толщина	Дебит, т/ сутки	Приращение дебита, т/сутки
П./п	Скважины	Скважины, м	пласта, м	до обработки	После Обработки
Вать-Еганское месторождение
1	2276	2087	7.2	12.4	21.2	8.8
2	2399	2140	5.4	10.3	14	3.7
3	2655	2150	6	10.3	20	9.7
4	2658	2123	11.4	11.6	24.8	13.2
5	2723	2210	3.4	6.4	9.5	3.1
6	2725	2168	7	12	40	28
7	2726	2320	6.8	9.8	19	9.2
8	2727	2225	3.8	12.9	16.4	3.5
9	2728	2088	7.2	11.4	18.1	6.7
10	2729	2098	3	7.6	13.6	6
11	2724	2073	7	8	29	21
Повховское месторождение
12.	4675	2739	14.4	6	60	54
13.	2611	2680	19.2	30	60	30
14.	3956	2921	7.6	5	11	6
Южно-Ягунское месторождение
15.	869	2608	12	7	54	47
16.	8355	2712	38	23	38	15
17.	8055	2680	42	13	21	8
18.	6243	2753	35	10	35	25
Тевлинско-Русскинское месторождение
19.	6535	2712	38	1	8	7
20.	8075	2638	27	3.1	9.2	6.1
21.	8055	2646	43.4	2.4	8.9	6.5
22.	8056	2605	32	6.2	11.3	5.1
23.	6533	2701	28	1.7	3.9	2.2
24.	7947	2680	25.6	4.3	9.1	4.8
25.	6444	2632	31	4	6	2
26.	7993	2705	24	1.7	13.4	11.7
27.	6477	2670	28.5	4.3	1ё2	7.7
28.	8049	2520	24.5	3.9	11.1	7.2

АО “Когалымнефтепрогресс“ по результатам обработок 10-ти скважин Тевлинско-Русскинского месторождения установлено, что суммарная дополнительная добыча за счет обработок составила 13112 тонну.

В Пермской группе месторождений производили обработку скважин, вскрывающих до 3-х пластов-коллекторов, приуроченных к терригенным породам нижнего карбона. Месторождения находятся в поздней стадии разработки, обводненность скважин изменяется от 13,8 до 96,3 % .

Результаты обработок добывающих скважин представлены в табл.9.

Таблица 9

Эффективность реагентной разглинизации добывающих скважин Пермской группы месторождений

№ Скв.	Глубинаскважины, м	Толщинапласта, м	До обработки, т/сутки	После обработки, т/сутки	Приращение дебита, т/сут.
Qж	Qн	Обводн.%	Qж	Qн	Обводн.%
Повлюковское месторождение
624	1387	15.5	2.1	1.6	23.8	15.7	12	23.6	10.4
937	1432	7.5	1.2	0.8	33.3	7.1	4.4	40.8	3.4
938	1382	9	0.8	0.4	50	3.6	2.1	41.7	1.7
947	1375	11	1.9	0.5	73.7	7.4	2.3	68.9	1.8
5	1332	10	5.2	2.1	59.6	13.9	4.7	66.2	2.6
Чужинское месторожение
208	1425	5	1	0.1	90	5.2	1.4	73.1	1.3
219	1424	6	257	9.6	96.3	320	13.5	95.8	3.9
Кострюковское месторождение
363	1451	3.5	10.7	4.7	56.1	17.4	7.7	55.7	3
826	1644	11	14.4	9.7	32.6	24.9	16.8	32.5	7.1
Мячинское месторождение
1276	1450	2.5	2.9	0.7	75.9	8.1	2	75.3	1.3
308	1506	8.5	1.3	1.1	15.4	3.1	2.5	19.4	1.4
Алатырское месторождение
366	1530	10.4	6.5	5.6	13.8	9.3	7.9	15.1	2.3
Горкинское месторождение
35	1463	5	9.5	5.9	37.9	12.9	8.4	34.9	2.5

На месторождениях Предкарпатского прогиба основным объектом разработки являются породы менилитовой серии, представленные чередующимися пачками песчано-алевролитовых и глинистых пород. Глубины нефтяных залежей изменяются от им ( Луква ) до м ( Долина ). Коэффициент проницаемости пород изменяется от 2 до 26 mD. Лучшие коллекторские разности представлены кварцевыми ( до 95 % ) малоглинистыми ( 5 % ) песчаниками пористостью 15-18 %. Минералогический состав цемента представлен карбонатной, кремнистой и глинистой составляющими. Тип цементации классифицирован как контакто-поровый, поровый и пленочный. Пластовая температура изменяется от 38 до 78 0 С, пластовое давление близко к гидростатическому. Месторождения находятся в поздней стадии разработки.

Результаты обработок добывающих скважин представлены в табл. 10.

Таблица 10

Эффективность реагентной разглинизации добывающих скважин Долинского месторождения

№ Скв.	Глубина Скважины м	Толщина пласта м	До обработки	После обработки	Приращение дебита, т/сутки
Qн,	Qводы,	Qн,	Qводы,
	т/сутки	м3/сутки	т/сутки	м3/сутки
329	2609	11	2.8	14.4	3.87	16.1	1.07
106	2654	19	5.6	25.2	8.75	36.3	3.15
276	2756	62	18.7	9.2	21.8	7.8	3.1
331	2720	60	3.6	2.6	6.97	3.55	3.37
86	1928	34	5.2	2.04	5.96	1.68	0.76
170	2968	12	4.1	11.6	5.7	17.6	1.6
720	2836	26	6.6	6.2	8.14	9.48	1.54
116	2155	53	10.8	21.8	18.8	27.5	8
905	2938	15	1.8	8.4	4.3	8.3	2.5

Месторождение Шуртепе расположено в 20 км к северо-востоку от г. Мубарек и приурочено к северной ступени складчатого палеозойского фундамента Бухарско-Хивинской нефтегазоносной провинции, Газонефтяная залежь приурочена к мелко - , среднезернистым песчаникам неоком-аптской меловой системы. Эффективная мощность коллекторов по скважинам изменяется от 1,3 до 35,2 м, нефтенасыщенность - от1,1 до 14,5, газонасыщенность - от 1 до 16,7 м.

Средние значения параметров коллекторов составляют: пористость 16,1% , проницаемость по керну 4.9 mD и по промысловым данным 1,4 D. Начальное пластовое давление 13,7 МПа, пластовая температура 660С. Месторождение эксплуатируется свыше 30 лет, степень выработанности запасов 86,8 %, обводненность 59,5 %.

В годах на месторождении было сооружено три скважины. Продуктивный пласт вскрывали промывочной жидкостью на основе следующих компонентов (кг / м3) : бентонитовый глинопорошок 50, карбонат натрия 5, каустическая сода 5, ПУЩР 30, нефть 80. По всей вероятности значительные репрессии на пласт обусловили существенную кольматацию пласта, а последующее освоение скважин с использованием гидродинамических методов не обеспечило притока флюида из пласта. Для освоения скважин были использованы порошкообразные реагенты.

Результаты реагентного освоения скважин после бурения представлены в табл.11.

Таблица 11

Эффективность реагентного освоения скважин

месторождения Шуртепе

№ Скв.	Глубина скважины, м	Толщина пласта, м	Дебит, т/сутки	Обводн. %
Qж	Qн	Qвода
81	1407	22	16.5	16	0.5	3
82	1407	21	11.1	7	4.1	37.2
83	1398	15	8.1	2.9	5.2	64.2

Месторождение Белый Тигр расположено в южной части шельфа Вьетнама на расстоянии 100 км от берега и в 130 км от порта Вунг Тау. Месторождение приурочено к крупной трехкупольной брахиантиклинальной складке субмеридиального простирания, осложненной системой разрывных нарушений. Разрез отложений месторождения представлен осадочными образованиями четвертичной и третичной систем, залегающих на кристаллическом фундаменте предположительно мелового возраста. В разрезе месторождения выделено 13 нефтеносных горизонтов, объединенных в три нефтеносных комплекса.

Геолого-физические характеристики пластов и флюидов месторождения Белый Тигр

№	Параметры	Единицы Измерения	Нижний Миоцен	Нижний Олигоцен	Фундамент
1	Тип коллектора	-	Гранулярные песчаники	Гранулярные песчаники	Каверно-тре- Щиноватые Граниты
2	Глубина скважины	М	до 3000	до 4200	до 4500
3	Проницаемость	MД	80	30	От 4 до 464
4	Пористость	%	20	15	3 – 10
5	Пластовая температура	С 0	120	140	155
6	Пластовое давление	МПа / м	24 / 3000	32,4 / 3650	24-33,5 / 3650
7	Плотность нефти в пластовых условиях	кг / м3	720	662	642
8	Вязкость нефти в пластовых условиях	Мпа х сек	1,5	0,47	0,43
9	Способ Эксплуатации	-	УЭЦН	Фонтан, Газлифт	Фонтан

Обработки производили в скважинах нижнего олигоцена ( № 14, 65 на МПС 3 ) и нижнего миоцен ( № 000 на МПС 8).

Результаты обработок представлены в таблице 12.

Таблица 12

Эффективность реагентной разглинизации добывающих скважин

месторождения Белый Тигр

№	Глубина скважины, м	До обработки	После обработки	DQн
Скв.	Дебит, т/сут.	Обвод.	Дебит, т/сутки	Обводн.	т/сутки
	Qж	Qн	%	Qж	Qн	%
14	3828	51	30.4	40.3	67.6	46.5	31.2	16.1
65	3460	51	41	19.6	84.8	67.3	20.6	26.3
820	2715	34,5	34,5	-	55,2	55,2	-	20,7

Дополнительная добыча нефти за счет обработок трех скважин составила 7824 тонн.

Обобщенные данные по эффективности реагентной обработки 159 добывающих скважин приведены в табл.13 .

Таблица 13

Обобщенные данные по эффективности реагентной разглинизации добывающих скважин на различных месторождениях

№	Группа месторождений	Количество Скважин	Средний дебит скважины, т/cутки		Средняя дополнительная добыча нефти на 1 скважину, Qнак, тн
До обработки, Q0	После обработки, q1
1	Юганская	46	7,9	21,7	2,7	Нет данных
2	Сургутская и Ниженвартовская	43	7,8	18,0	2,3	1198
3	Когалымская	28	9,6	23,3	2,4	1311
4	Муравленковское	17	5,6	25,2	4.5	2849
5	Пермская	13	3,3	6,6	2,0	Нет данных
6	Долинское	9	6,5	9,3	1,4	Нет данных
7	Белый Тигр	3	35,7	56,9	1,6	2608
	Итого:	159	10,9	23,0	2,1	1991

По результатам обработок 159 скважин среднее приращение дебита составило 12,1 т/сутки и дебит скважин увеличился на 110 %. Дополнительная добыча нефти за счет обработки одной скважины изменяется от 1198 до 2849 тонн.

2. Нагнетательные скважины

По сложившейся промысловой практике для поддержания пластового давления в продуктивные пласты закачивают подземные, поверхностные воды, попутные сточные воды или их различные смеси. Как правило, на промыслах отсутствует высокопроизводительное фильтровальное оборудование для очистки закачиваемых вод от взвеси, что предопределяет кольматацию прискважинной зоны и снижение приемистости нагнетательной скважины. Кроме того, во многих случаях коэффициент приемистости нагнетательных скважин не соответствует гидродинамическим параметрам пласта из-за кольматации порового пространства продуктивного пласта глинистыми коллоидно-дисперсными частицами бурового раствора.

В соответствии с ОСТ к воде для заводнения пластов предъявляются следующие требования:

ü  Реакция среды рН =4,5-8,5;

ü  Содержание растворенного кислорода до 0,5 мг/л;

ü  Коэффициент коррозии > 0,1 мм/год;

ü  Содержание мехпримесей до 3 мг/л;

ü  Отсутствует набухаемость пластовых глин.

В соответствии с РД 254-88Р по механизму воздействия на проницаемость пород продуктивного пласта все влияющие факторы могут быть условно объединены в три группы: механическая кольматация, физико-химическое воздействие и техногенное минералообразование.

На ряде месторождений нефти Широтного Приобья в Западной Сибири для закачки в продуктивные пласты используют воды рек Обь и её притоков. Анализом состава речных вод установлено, что содержание взвешенных частиц в среднем за год составляет 18-25 мг/л при максимуме 40-80 мг/л в периоды весенних и осенних дождевых паводков и и минимуме 4-15 мг/л в подледный период.

Лабораторными исследованиями установлено, что химический состав взвеси, отобранный на песчаном фильтре при фильтрации обской воды, представлен следующими компонентами (%): Fe2O3 18,5; Al2O 3 25,4; MgO 0,9;CaO 0,8; SiO2 22,1. Потери при прокаливании составляют 24,5 .Содержание взвеси в фильтруемой воде составило 6 мг/л, мутность 10,5 мг/л , цветность 650 при концентрации железа 2,5 мг/л, марганца 0,55 мг/л и щелочности 2,6 мг/л.

Наличие железа, нитробактерий и сульфат – восстанавливающих бактерий в речных водах свидетельствует об их биологической нестабильности, что подтверждает наличие слизистых железистых биообрастаний и язвеннных коррозий металла в нагнетательном водоводе. Индекс стабильности исследуемых вод изменяется от 0,2 – 0,5 в летне-осенний период до 2-2,5 в зимний подледный период, что наряду с повышенным содержанием в воде свободной углекислоты (до 30-60 мг/л зимой) указывает на невозможность инкрустации водоводов карбонатной пленки, защищающей их от коррозии.

Вещества органического происхождения, находящиеся в речных водах, попадают в фильтрационные каналы зоны перфорации и частично проникают в пласт, образуя в каналах кольматирующую пленку. По мере подачи воды в скважину кольматирующая пленка нарастает и может полностью заполнить фильтрационные каналы, пропуская воду. Одновременно при фильтрации воды в прискважинной зоне происходит выпадение минеральных соединений в виде железистых, карбонатных образований, а также глинистых минералов.

Для изучения свойств кольматирующих образований были проведены опыты по фильтрации обской воды через песчаный фильтр с последующим отбором образовавшейся пленки. Исследованиями состава пленки кольматирующих образований были получены следующие показатели: содержание органики 22,5 %; содержание минеральных соединений растворимых в кислоте 58,6 % и нерастворимых в кислоте 19,4 % ; объемный вес скелета 0.83 г/ см3 ; пористость 71,3 % ; удельный вес 2,75 г/ см3 ; коэффициент проницаемости 2,1 mD.

Таким образом, при закачке речных вод в продуктивные пласты основными компонентами кольматирующих образований являются органические, минеральные соединения и среди последних преобладают глинистые минералы и гидроксидные формы железа.

При закачке в нагнетательные скважины подтоварных вод формирование состав кольматирующих образований всецело зависит от компонентов подтоварных вод и предопределяет конкретный подход к их оценке на каждом месторождении.

На месторождении Белый Тигр для поддержания пластового давления осуществляют очаговое заводнение пластов морской водой. В составе закачиваемых вод содержание механических примесей изменяется от 3,5 до 7,0 мг/л при среднем значении 3,95 мг/л, причем до 90 % примесей имеет размер в пределах 1-4 микрон. Анализом минералогического состава механических примесей установлено, что основной составляющей кольматирующих образований продуктивных пород являются гидроксиды железа (продукты коррозии оборудования), агрегаты силикатов (продукты жизнедеятельности морских микроорганизмов). В виде примесей присутствуют такие минеральные формы, как кварц, полевой шпат, карбонаты и образования в виде магматических пород.

Как установлено практикой, в общем случае состав кольматирующих образований нагнетательных скважин представлен веществами органического и минерального происхождения.

Технология реагентной обработки нагнетательных скважин разработана на основании совремённых представлений о строение и свойствах образований органического происхождения, природе структурных связей в глинистых кольматирующих образований и выявленных факторов, обуславливающих их разрушение.

Обработки нагнетательных скважин по разработанной технологии производились на месторождениях Западной Сибири, Украины и шельфе Вьетнама.

На Яунлорском, Мыхпайском и Лянторском месторождениях Широтного Приобья были произведены обработки нагнетательных скважин порошкообразными реагентами. Здесь для закачки в продуктивные пласты используют поверхностные и подземные воды.

Эффективность обработок представлена в табл. 14.

Таблица 14

Эффективность реагентных обработок нагнетательных скважин месторождений Широтного Приобья

п/п	куста	Q, м3/сутки	P, МПа	Q, м3/сутки	P, Мпа	Увеличение Дебита, раз
1	1209/443	115	13	295	10	2.6
2	1404/410 Б	75	14	225	10	3
3	1262/443	80	13	230	10	2.9
4	47/422	70	10	240	10	3.4
5	256/422	80	13	280	10	3.5
6	733/444	20	13	170	10	8.5
7	710/430	85	13.5	170	10	2
8	1282/456	80	13	180	10	2.2
9	1199/465	75	13.5	200	10	2.7
10	1247/458	115	13.5	360	10	3.1
11	913/465	115	13.5	280	10	2.4
12	1413/479	40	12..5	140	10	3.5
13	1415/425 Б	отс.	-	180	10	-
14	1006/411	110	14	140	10	1.3
15	71/420	100	13	280	10	2.8
16	652/441	80	13	190	10	2.4
17	681/431	115	14	220	10	1.9
18	255/425	80	13	380	10	4.7
19	1298	60	13	120	10	2
20	111 Б	75	13	130	10	1.7
21	559	240	15	480	13	2
22	569	150	14	500	12	3.3
23	511	100	16.5	360	12	3.6
24	6569	115	14	650	12	5.6

На Муравленковском месторождении для заводнения пластов используют поверхностные и подземные воды.

Эффективность обработок нагнетательных скважин порошкообразными реагентами представлена в табл.15.

Таблица 15

Эффективность реагентной обработки нагнетательных скважин Муравленковского месторождения

П/п	№ скважины	Q, м3/сутки	P, МПа	Q, м3/сутки	P, МПа	Увеличение Расхода закачки, раз
1	7481	140	13	290	13	2.4
2	5208	170	12	200	12	1.2
3	407р	120	12	180	13	1.5
4	5441	150	13	280	13	1.9
5	3866	140	11	280	11	2

На Луквинском месторождении (Украина) были проведены обработки нагнетательных скважин. Для месторождения характерна высокая степень насыщения нефти парафином ( 7-12 % ) и селикагелевыми смолами ( % ) . Учитывая, что пластовая температура залежи составляет 410С, а температура насыщения нефти парафином 34-38 0С, имеются все предпосылки для выпадения парафина в пласте при разработке месторождения. Это предопределило необходимость закачки в пласт нагретой речной воды до температуры 70-800 С.

Эффективность обработок нагнетательных скважин представлена в табл.16.

Таблица 16

Эффективность реагентных обработок нагнетательных скважин

Луквинского месторождения

№	До обработки	После обработки	Увеличение расхода закачки, раз
Скважин	Q, м3/сутки	Р, Мпа	Q, м3/сутки	Р, МПа
38	47	12	125	12	2.6
52	52	14	144	14	2.8
53	20	14	43	14	2.1
41	53	13	84	13	1.6

Результаты обработок нагнетательных скважин месторождения Белый Тигр представлены в табл. 17.

Таблица 17

Эффективность реагентных обработок нагнетательных скважин

месторождения Белый Тигр

№	№ скважины/	До обработки	После обработки	Увеличение Расхода закачки, раз
П/п	Куста	Q, м3/сутки	P, Мпа	Q, м3/сутки	P, МПа
1	145/7	155	19.5	240	18	1.5
2	1004/10	120	22.9	523	19.5	4.3
3	62/6	80	21.7	233	20.8	2.9

По результатам обработок 36 нагнетательных скважин среднее приращение расхода нагнетания составило 148 м3/сутки, т. е.расход нагнетания увеличился на 155 % (табл.18).

Таблица 18

Обобщенные данные по эффективности реагентных обработок нагнетательных скважин

Группа Месторождений	Кол-во Скважин	Суммарный расход нагнетания, м3/сутки	Увеличение Расхода закачки, м3/сутки
до обработки	после обработки
Мегионская	24	2175	6120	3945
Муравленковское	5	720	1230	510
Луквинское	4	172	396	224
Белый Тигр	3	355	996	641
Итого :	36	3422	8742	5320

3.Газовые скважины

Ямбургское газоконденсатное месторождение расположено в Заполярной части Западно-Сибирской равнины на Тазовском полуострове в бассейне реки Пойловояха. Разрез осадочных пород вскрыт до глубины 3550 м и представлен отложениями меловой, палеогеновой и четвертичной систем. В нижнемеловых отложениях выделяются мегионская ( валанжин ), вартовская (верхний валанжин-баррем) и покурская ( апт-сеноман ) свиты. Промышленная разработка Ямбургского месторождения связана с сеноманскими и валанжин-барремскими отложениями.

Сеноманская залежь газа контролируется структурным фактором - наличием высокоамплитудной ловушки, перекрытой мощной (500-800 м) толщей турон-датских глин, которая служит надежной покрышкой залежи. Залежь подстилается пластовой водой по всей площади ее распространения и является субмассивной. Литологически газовый резервуар представлен неравномерным переслаиванием песков, песчаников, алевролитов и глин со значительным преобладанием коллекторов. Содержание проницаемых пород в газонасыщенной части разреза колеблется от 42 до 85%. Коллекторами газа являются пески, песчаники и алевролиты. Наибольшее распространение имеют крупнозернистые разности алевролитов. Средневзвешенная по мощности пористость по анализам керна - 30%. коэффициент газонасыщенности - 0,74. Среднее значение проницаемости -569,3 mD. Эффективная газонасыщенная толщина изменяется от 1,2 до 64,8 м. По химическому составу газ месторождения метановый (СН4 - 93,4-99,2%), сероводород отсутствует.

По объектам разработки пластовые давления изменяются от 26,3 до 33 МПа, пластовая температура - от 70 до 80 0С, глубина залегания - от 2515 до 3317 м. Скважины эксплуатируются в режиме постоянной депрессии на пласт.

Результаты отдельных реагентных обработок скважин представлены в табл. 19.

Таблица 19

Эффективность реагентных обработок газовых скважин Ямбургского месторождения

№	Дебит, тыс. м3/сутки	Депрессия, атм	Температура 0С	Приращение Дебита, тыс. м3/сутки
Скважины	До	после	До	После	До	после
7043	Отс.	1438	-	8.63	-	11.2	1438
7071	Отс.	476	-	3.83	-	10.2	476
7113	470	782	4.09	3.83	12.5	14.1	312
7121	798	953	5.27	5.24	12.7	13.4	155
7104	345	525	28.19	17.72	3	7	180
6068	280	374	5.75	4.96	7.5	10.8	94
7126	468	732	9.13	8.45	12.5	14.1	264
5087	Отс.	890	-	12.58	-	9	890
7021	812	871	20.55	9.22	9.2	11.3	59
Среднее	352.5	782.3	12.16	8.27	9.6	11.2	429.8

Необходимо отметить, что в результате экспериментальных обработок температура на устье скважины увеличилась в среднем на 17 %, а каэффициент А, характеризующий потери давления на трение и при фильтрации газа в пористой среде, уменьшился в среднем на 67,6%.

Всего на Ямбургском и Уренгойском месторождениях была произведена реагентная обработка 39 скважин с успешностью 87 %. В результате обработок среднее увеличение дебита скважин составило 40 % и дополнительная добыча, усреднённая по всему массиву проведённых обработок, составила 84 тыс. м3/сутки на каждую скважину.

.

4. Подземные хранилища газа

Технология реагентной разглинизации скважин на основе порошкообразных реагентов была внедрена на Акыр-Тюбинском ПХГ (Узбекистан) Щелковском и Кущевском ПХГ, месторождении Медвежьем и ПХГ Польши..

Геологические характеристики ПХГ приведены в табл.20.

Таблица 20

Геологические характеристики ПХГ

№	Параметры	Актыр-Тюбинское	Щелковское	Медвежье	Кущевское
1.	Коллектор	Слабо сцементированные Песчаники	Песчаники и алевролиты
2.	Глубина скважин, м	до 800	до 800	до 1200	до 1500
3.	Проницаемость, mD	4209	350	2000	120
4.	Пластовое давление, Мпа	8.3	0.8	5.5	2.5
5.	Пластовая температура, 0С	18	28	15	47

Результаты реагентных обработок скважин представлены в табл.21.

Таблица 21

Эффективность реагентной разглинизации скважин ПХГ

№	Коэффициенты	Дебит, тыс. м3/сутки	Увеличение подачи газа, %
Скважин	До	После	До	после
	A	B	a	b	Обработки	Обработки
Акыр-Тюбинское ПХГ
40	4.7	2.5	2	2.15	36.7	51.5	40.3
49	55	0.93	34	1.2	43.4	51.2	18
50	27	0.56	4	0.28	65	85.4	31.4
Щелковское ПХГ
130	0.9	0.05	0.75	0.015	176	228	29.5
Медвежье
61	0.38	-	0.28	-	302.6	359.8	18.9
619	2.52	-	2.25	-	183	213.9	16.9

При ремонте газовых скважин ПХГ в Пшемыле и Краковсом воеводстве на территории Польши компания «Polish Oil and Gas Company» для глушения скважин использовала раствор бентонитовой глины. Последующие кислотные обработки скважин увеличили их приёмистость лишь до% от значений, зафиксированных до глушения скважин глинистым раствором.

В результате проведённых реагентных обработок 4-х скважин раствором на основе порошкообразного реагента приёмистость скважин была увеличена в среднем до 115 % относительно значений, зафиксированных до глушения скважин, что может быть объяснено как удалением из прискважинных зон газовых скважин твердой фазы жидкости глушения, так и твердой фазы бурового раствора.